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Oportunidades para el desarrollo de una industria de hidrógeno solar en las

regiones de Antofagasta y Atacama: Innovación para un sistema energético 100%

renovable

TRACTEBEL Santiago, Chile Bruselas, Bélgica

2018

Informe Final Preparado por TRACTEBEL para el Comité Solar

A la vanguardia de la Transición Energética, Tractebel ofrece una gama completa en servicios de ingeniería y consultoría que incluye desde el diseño hasta el gerenciamiento de proyectos. Como una de las mayores empresas de consultoría de ingeniería del mundo y con más de 150 años de experiencia, es nuestra misión dar forma activamente al mundo del mañana. Con aproximadamente 4.400 expertos y oficinas en 33 países, somos capaces de ofrecer a nuestros clientes soluciones multidisciplinarias en energía, agua e infraestructura.

TRACTEBEL ENGINEERING S.A. Cerro Colorado, 5240 Oficina 1601, Ed. Torre del Parque II, Las Condes CP 7560995 - Santiago - CHILE tractebel-engie.com

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INFORME TÉCNICO

Código de Documento: CORFO_4NT_0000000_00_00_NTE

RESTRINGIDO

Cliente: Comité Solar - CORFO

Proyecto: Oportunidades para el desarrollo de una industria de hidrógeno solar en las regiones de Antofagasta y Atacama: Innovación para un sistema energético 100% renovable

Asunto: Informe Final Comentarios: Informe aprobado por el Cliente

0 01/06/2018 Informe Final: Aprobado L. De Vos P. Garsoux G. Villarroel

N. Leemput H. Kulenkampff

S. Bosso V. Giordano

D 23/05/2018 Informe Final: Para Comentarios

L. De Vos P. Garsoux G. Villarroel



C 16/05/2018 Informe N°2 Corregido: Para Comentarios

L. De Vos P. Garsoux G. Villarroel



B 16/04/2018 Informe N°2: Para Comentarios

L. De Vos P. Garsoux P. Gallegos J.Paduart



A 28/02/2018 Informe N°1: Para Comentarios

L. De Vos P. Garsoux P. Gallegos J.Paduart



REV. DD/MM/AA ESTATUS ESCRITO VERIFICADO APROBADO VALIDADO

TRACTEBEL ENGINEERING S.A. – registered office: Cerro Colorado, 5240, Of 1601, Las Condes Torre II - Zip Code 7560995 - Santiago - CHILE

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COMITE SOLAR Oportunidades para el desarrollo de una industria de hidrógeno solar en las regiones de Antofagasta y Atacama: Innovación para un sistema energético 100% renovable

TABLA DE CONTENIDOS

1. OBJETIVO Y ALCANCE .......................................................................................................... 4

2. METODOLOGÍA ....................................................................................................................... 6

2.1. Paquete de Trabajo 1 – Visión 2023/2035 ................................................................ 6

2.1.1. Visión BaU ....................................................................................................... 6 2.1.2. Visión 100 % RES ........................................................................................... 6

2.2. Paquete de Trabajo 2 – Identificación de Casos de Negocios de Hidrógeno ...... 9

3. DATOS Y SUPOSICIONES ................................................................................................... 11

3.1. Demanda Total de Energía Actual .......................................................................... 11

3.2. Perfiles de electricidad por hora ............................................................................. 11

3.3. Escenarios de demanda del Business as Usual (BaU) ........................................ 12

3.3.1. Electricidad .................................................................................................... 12 3.3.2. Otros vectores energéticos ............................................................................ 12

3.4. Escenarios de demanda de energía 100% renovable .......................................... 13

3.5. Generación de energía ............................................................................................. 17

3.5.1. Capacidad de expansión del BaU ................................................................. 17 3.5.2. Modelo de expansión de capacidad de largo plazo para 100% RES ........... 18 3.5.3. Modelo del sistema eléctrico existente .......................................................... 19 3.5.4. Demanda ....................................................................................................... 20 3.5.5. Precios de combustible ................................................................................. 20 3.5.6. Parámetros de inversión técnico-económicos ............................................... 21 3.5.7. Matriz resumen de ambos escenarios .......................................................... 21

4. PAQUETE DE TRABAJO 1 – VISIÓN 2023/2035 ................................................................. 23


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4.1. Revisión del estado actual del sistema energético (2016-2017) ......................... 23

4.1.1. Generación de energía .................................................................................. 23 4.1.2. Demanda de energía – Visión general .......................................................... 24 4.1.3. Demanda de energía – Enfoque sectorial ..................................................... 26

4.2. Identificación y evaluación de las diversas estrategias de optimización disponibles ................................................................................................................ 49

4.2.1. Eficiencia energética ..................................................................................... 49 4.2.2. Estrategias de optimización – Enfoque sectorial ........................................... 49

4.3. Diseño y modelamiento de los escenarios ............................................................ 58

4.3.1. BaU 2023 – 2035 ........................................................................................... 58 4.3.2. 100 % RES 2023 – 2035 ............................................................................... 74 4.3.3. Principales resultados de ambos escenarios ................................................ 94

4.4. Evaluación del desempeño de los escenarios ...................................................... 96

4.4.1. Descripción general de los KPI ..................................................................... 96 4.4.2. KPI de producción ......................................................................................... 97 4.4.3. KPI de demanda .......................................................................................... 102 4.4.4. KPI de Costos .............................................................................................. 105 4.4.5. KPI ambientales........................................................................................... 108 4.4.6. Observaciones generales ............................................................................ 110

4.5. Primeros “insights” hacia una visión renovable ................................................ 112

4.5.1. Perspectiva de Corto Plazo ......................................................................... 112 4.5.2. Perspectivas a largo plazo .......................................................................... 113

5. PAQUETE DE TRABAJO 2 – IDENTIFICACIÓN DE CASOS DE NEGOCIO DE HIDRÓGENO ....................................................................................................................... 115

5.1. Visión Global del Hidrógeno ................................................................................. 115

5.1.1. Estado del arte de la producción de hidrógeno ........................................... 115 5.1.2. Visión global de la demanda y aplicaciones del hidrógeno ......................... 118 5.1.3. Análisis medioambiental .............................................................................. 121 5.1.4. Mercados del hidrógeno verde .................................................................... 123 5.1.5. Actores internacionales de hidrógeno ......................................................... 138

5.2. Visión general del hidrógeno en chile.................................................................. 147

5.2.1. Producción de hidrógeno y usos en la industria .......................................... 147 5.2.2. Ventajas competitivas del norte de Chile .................................................... 150 5.2.3. Potenciales oportunidades para el norte de Chile ....................................... 154 5.2.4. Actores nacionales de hidrógeno ................................................................ 156

5.3. Costo nivelado de electricidad ............................................................................. 159

5.3.1. Escenario BaU ............................................................................................. 159 5.3.2. 100 % RES 2023-2035 ................................................................................ 161

5.4. Evaluación de las estrategias de reemplazo ....................................................... 167


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5.4.1. Cadena de valor del hidrógeno ................................................................... 169 5.4.2. Cadena de valor de energías renovables ................................................... 185

5.5. Evaluación de oportunidades de negocio ........................................................... 191

5.5.1. Resumen comparativo ................................................................................. 191 5.5.2. Oportunidades de negocio a corto plazo ..................................................... 192 5.5.3. Oportunidades de negocio a largo plazo ..................................................... 194

6. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 197

7. APÉNDICE - ESTRATEGIAS DE OPTIMIZACIÓN: SUPUESTOS PARA CONSTRUCCIÓN DE MATRIZ DE CAMBIO ...................................................................... 202

8. APÉNDICE - CAPEX Y OPEX PARA LAS TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ............................................................................................................................. 207

8.1. Escenarios BaU ...................................................................................................... 207

8.2. Escenarios de 100 % RES ..................................................................................... 208

9. APÉNDINCE - KPI ............................................................................................................... 209

9.1. KPIs de producción ................................................................................................ 209

9.1.1. Participación de RES en la producción de electricidad ............................... 209 9.1.2. Participación de la energía solar en la producción de electricidad ............. 209

10. APÉNDICE - GAS NATURAL COMO AGENTE REDUCTOR ............................................. 210

10.1. Reducción de cobre ............................................................................................... 210

10.2. Reducción de acero ............................................................................................... 210

11. APÉNDICE - AMONÍACO VERDE ....................................................................................... 211

11.1. Evolución del precio de amoníaco ....................................................................... 211

11.2. Costo marginal total de producción de amoníaco verde ................................... 211

11.3. Proyecciones de los umbrales competitivos en 2023 y 2035 ............................ 212

11.4. Supuestos para los cálculos de LCOA ................................................................ 212

12. APÉNDICE – ENERGÍA SOLAR TÉRMICA ........................................................................ 213

12.1. Energía solar térmica de baja temperatura ......................................................... 213

12.2. Energía solar térmica de alta temperatura........................................................... 213


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1. OBJETIVO Y ALCANCE

El presente estudio, realizado bajo la solicitud del Comité Solar de Corfo, desarrolló una visión energética, del punto de vista sistémico, a través del diseño de un escenario que utiliza un 100% de Energías Renovables (100% RES). El objetivo final de este estudio es identificar oportunidades de negocio para la producción de energía solar e hidrógeno verde en el norte de Chile, específicamente en las regiones de Atacama y Antofagasta.

Los objetivos principales de este estudio son:

• Establecer una visión de corto y largo plazo para lograr una matriz energética 100% renovable en las regiones de Antofagasta y Atacama para contribuir al desarrollo de a una minería de bajas emisiones;

• Evaluar el desempeño de una matriz 100% renovable en las regiones de Antofagasta y Atacama.

• Diseñar y proponer una estrategia de transición hacia la visión 100% renovable, incluyendo indicadores de desempeño relevantes para monitorear el progreso de esta transición energética.

• Levantar información relevante relacionada a la producción de hidrógeno a partir de energías renovables, incluyendo los actores más relevantes a nivel mundial y nacional.

• Identificar oportunidades para el desarrollo de una economía basada 100% en energías renovables, priorizando soluciones basadas en el uso de hidrógeno como vector energético.

La primera parte del presente estudio, Paquete de Trabajo 1 (en adelante WP1 por sus siglas en inglés), contempla el desarrollo de una visión 100% renovable enfocada en la transición energética, incluyendo; la demanda eléctrica, transporte, calefacción, enfriamiento e industria. El WP1 contempla los siguientes elementos:

• Investigación de la producción de energía basada en fuentes renovables, como solar fotovoltaica (PV), solar térmica, eólica, hídrica y geotérmica;

• Incorporación de capacidad de almacenamiento para los desacoples entre el suministro y la demanda energética en el corto y largo plazo;

• Dos horizontes de tiempo para diferenciar las oportunidades de corto plazo, al año 2023, y largo plazo al año 2035. Para ambos horizontes de tiempo, se desarrollará una visión “Business as Usual” (BaU) y una visión 100% renovable (100% RES);

El objetivo final del WP1 es evaluar la necesidad de energía e hidrogeno renovable, y la infraestructura de tamaño y costo óptimo para producirlo.

La segunda parte del presente estudio, Paquete de Trabajo 2 (en adelante WP2 por sus siglas en inglés) se centra en:

• Modelamiento de la cadena de valor de producción del hidrógeno; • Usos del hidrógeno como combustible para transporte, producción de calor

y/o frío, producción de electricidad y/o cogeneración, y combustible para procesos industriales;

• La evaluación de oportunidades de negocio para el hidrógeno y energía solar.


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La Sección 2 explica la metodología para los dos principales temas de este estudio, la visión BaU y la visión 100% RES, así como las oportunidades de negocio de energías renovables e hidrógeno en este último escenario.

La sección 3 presenta todos los datos recolectados, por tipo y fuente. Es en esta sección donde se explica cómo se generan los diferentes perfiles de demanda y generación, para los distintos horizontes de tiempo.

La sección 4 detalla los dos escenarios “Business as Usual” (BaU) y el 100% renovable (100% RES) para el año 2023 y 2035.

La sección 5 comienza con un análisis del mercado global actual del hidrógeno para interiorizar al lector en la llamada Economía del Hidrógeno. Se presentan las ventajas competitivas que presenta el norte de Chile para posicionarse como un de los principales polos de producción de hidrógeno verde a nivel mundial. La sección finaliza con el desarrollo y análisis de los casos de negocio asociados al hidrógeno y la energía solar.


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2. METODOLOGÍA

2.1. Paquete de Trabajo 1 – Visión 2023/2035

El WP1 evalúa la visión 100% RES y la compara con la visión del escenario “Business as Usual” (BaU) creada a partir de estudios locales existentes, con datos actualizados y validados por el medio.

2.1.1. Visión BaU Para la demanda del escenario BaU, toda la información se basa en la hipótesis de continuidad de las tendencias actuales, utilizando el trabajo ya realizado por distintos “stakeholders”. El escenario BaU corresponde a un escenario promedio o un escenario realista bajo el marco actual en Chile.

La demanda del escenario BaU se analiza más detalladamente en la sección 3.3, y el escenario de generación de energía se discute en la sección 3.5.1. Los resultados son analizados en la sección 4.3.1, seguido de una evaluación de desempeño del escenario en la sección 4.4.

Para el BaU, se realizará una evaluación similar a los escenarios 100% RES que se discuten en la siguiente sección.

2.1.2. Visión 100 % RES Para el escenario 100% RES, se utiliza un enfoque completamente distinto. La definición de una visión de mediano y largo plazo se basa en un enfoque tipo “back-casting” que tiene por objetivo desarrollar un escenario 100% renovable en un territorio dado. El método “backcasting” comienza con la determinación de un escenario futuro, “End Game”, y en base a este se definen los pasos requeridos para lograrlo. El “End Game” es un punto de equilibrio para tener un territorio 100% RES, obtenido al “empujar” al máximo tendencias claves actuales o futuras (reducción de costos de energía renovable y almacenamiento, políticas de transición energética, etc.). Este escenario sirve como propósito para identificar modelos de negocios viables que sean coherentes con la visión y que puedan ser implementados en el corto plazo para lograr el propósito final.

El enfoque de “back-casting” no considera el marco regulatorio y los mecanismos de mercado actuales. Por tanto, se podría argumentar que este no es un escenario ‘realista’, pues los incentivos a la inversión actuales no están alineados con las inversiones pronosticadas en la visión 100% RES. Sin embargo, es posible entender este enfoque de forma inversa, es decir, que el escenario 100% RES de costo óptimo requerirá cambios regulatorios y/o de mercado.


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A diferencia del enfoque de crecimiento gradual, apuntando a modelos de negocios existentes y que están gradualmente evolucionando, este enfoque tiene como objetivo identificar nuevos modelos comerciales y oportunidades que sean innovadoras y sostenibles, y que estén en línea con los objetivos del “End-Game”.

El enfoque de “back-casting” se compone de varias etapas:

1) El análisis de la composición de la matriz energética actual, en términos de demanda energética (por sector y por tipo de combustible), y en términos de generación de energía;

2) La identificación de diferentes estrategias de optimización que tienen como objetivo reducir la demanda energética (en primer lugar, realizar acciones de eficiencia energética y luego incorporar activos de producción de energía renovable);

3) El diseño y modelamiento de los escenarios 100% RES para 2023 y 2035. El análisis en los dos horizontes de tiempo, de la demanda energética por sector (minería, industria, transporte, Comercial, Público y Residencial), y por tipo de combustible, permitirá determinar el correspondiente crecimiento de la demanda energética total e identificar las diferentes estrategias de optimización y las opciones de sustitución de combustibles para alcanzar una visión de 100% RES;

4) Evaluación del desempeño de los escenarios; 5) Primeras ideas para una hoja de ruta hacia el 2035.

Las etapas del “back-casting” se discuten en detalle a continuación:

1) Revisión del estado actual del Sistema Energético:

Basado en fuentes oficiales chilenas se generó la composición actual de la matriz energética. Se recolectó la siguiente información: a) Consumo energético anual y horario:

i) Demanda energética, por fuente de energía y por sector (industria, minería, transporte, residencial…)

ii) Uso de energía, por fuente y por sector (calefacción, refrigeración, transporte como movilidad pública y privada…)

iii) Suministro de energía, por fuente, para usos claves (electricidad, hidrógeno, calefacción…)

b) Activos de generación (centrales termoeléctricas, plantas fotovoltaicas y solar térmica de concentración (en adelante CSP por sus siglas en inglés), parques eólicos, electrolizadores…)

2) Identificación de estrategias de optimización en el territorio:

a) Se evalúan primero las acciones de eficiencia energética, ya incluidas en el escenario oficial de la CNE (CNE Comision Nacional de Energia - Ministerio de Energia, 2017), antes de implementar cualquier medida renovable;

b) Potencial de cada fuente renovable (solar, eólica, biomasa, geotérmica, hídrica). Se evalúan todas las energías renovables en las regiones de Atacama y Antofagasta. La selección final de las distintas tecnologías va a depender de los resultados del modelamiento del sistema de energía, llevado a cabo en la siguiente etapa del estudio.

c) Nuevas soluciones tecnológicas para usos específicos (vehículos eléctricos con baterías, vehículos eléctricos con celdas de combustible de hidrógeno…)

3) Diseño y modelamiento de los escenarios 100% RES para 2023 y 2035


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a) El objetivo de esta etapa es modelar el escenario 100% RES, utilizando una herramienta de simulación para modelar el sistema energético y asegurar un dimensionamiento efectivo y preciso de la infraestructura de generación, incluyendo el almacenamiento de energía. Para el escenario 100% RES, se aplica el siguiente enfoque:

b) Proyección de la demanda energética en dos pasos consecutivos: i) Comenzando con la demanda proyectada de BaU, y en base a una

priorización de las estrategias de optimización identificadas en la etapa 2, se seleccionan las medidas y soluciones de menor costo para reducir la demanda energética proyectada.

ii) Priorización económica de las soluciones renovables que son alternativas para los principales usos de energía de modo de optimizar la demanda final: (I) Usos claves

(a) Sectores Industriales y Mineros: demanda calor y transporte de vehículos pesados.

(b) Movilidad: vehículos privados, transporte público urbano, flotas de taxis urbanos en ciudades principales,

(c) CPR: calefacción/refrigeración, electricidad (II) Alternativas verdes: electricidad verde, hidrógeno verde,

biocombustibles c) De acuerdo a la demanda energética optimizada, se realiza un

dimensionamiento de la infraestructura de producción necesaria para garantizar un suministro costo eficiente de la demanda energética de ambas regiones.

4) Evaluación del desempeño de los escenarios

a) El modelamiento de cada escenario es realizado en la etapa 3, permitiendo cuantificar los siguientes indicadores: i) Indicadores económicos:

(I) Costo total de la energía final suministrada para los consumidores finales

(II) Costos totales de inversión asociados al escenario 100% RES ii) Dimensión de eficiencia:

(I) Volumen de exceso de energía generado por recursos de energía renovables

(II) Eficiencia del sistema global de energía (generación, transmisión y distribución)

(III) Proporción de la energía producida localmente frente a la demanda total de energía

iii) Dimensión medioambiental: (I) Huella de carbono del territorio (II) Emisiones de contaminantes locales

5) Primeras ideas hacia una hoja de ruta al 2035

a) Identificación de acciones mediante la comparación de las diversas soluciones identificadas en el escenario 100% RES de acuerdo a dos criterios: eficiencia y simplicidad de implementación

b) Cronograma general de la implementación de diferentes acciones entre 2017 y 2035


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2.2. Paquete de Trabajo 2 – Identificación de Casos de Negocios de Hidrógeno

El segundo paquete de trabajo (WP2) consiste en:

• Panorama mundial de la producción de hidrógeno, y los actores en el mercado chileno

• Evaluación de las oportunidades de negocio para el hidrógeno • Un análisis preliminar de aplicaciones claves del hidrógeno (minería,

amoniaco, etc.).

1) Panorama global y local de la producción y utilización de hidrógeno

a) Potencial económico y de producción i) Panorama mundial de la capacidad productiva. ii) Impacto medioambiental.

b) Mercados internacionales y nacionales para el hidrógeno Verde c) Ventajas competitivas de Chile

i) Ventajas geográficas, de infraestructura y de sinergia con otros sectores.

d) Potenciales oportunidades para Chile

2) Actores en el Hidrógeno nacionales/internacionales

a) Mapeo de actores nacionales e internacionales i) Identificación de los principales “stakeholders” internacionales y en

Chile en el negocio del Hidrógeno y el Hidrógeno Verde, ii) Datos claves: nombre, país, organización, tipo de institución,

información de contacto, etc.

3) Evaluación de las oportunidades de negocio para el hidrógeno

a) Evaluación de las oportunidades de negocio del hidrógeno i) Utilizando los resultados de la visión energética 100% RES (WP1). ii) Enfoque en las oportunidades de negocio a corto-plazo y largo

plazo

Figura 1: Ejemplo de oportunidades comerciales de hidrógeno.


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4) Modelo de la cadena de valor del hidrógeno a) Modelo técnico-económico de la cadena de valor de producción de

hidrógeno i) Modelo genérico para el hidrógeno convencional y el hidrógeno

verde basado en los casos seleccionados previamente b) Cálculo del costo nivelado de hidrógeno (LCOH)

i) Basado en la generación del escenario 100% RES. ii) Comparación con combustibles tradicionales: gas natural,

hidrógeno producido a través del reformado de metano con vapor (SMR), etc.

c) Dimensionamiento del escenario 100% RES: Optimización de primer orden teniendo en cuenta los perfiles RES con el objetivo de identificar casos de negocios de para el hidrogeno.


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3. DATOS Y SUPOSICIONES

En esta sección se discuten los datos utilizados y las suposiciones para la creación de los 2 escenarios.

3.1. Demanda Total de Energía Actual

• Los datos de demanda total de energía sectorial para las regiones de Antofagasta y Atacama se obtienen del Balance Nacional de Energía (BNE) realizado anualmente por el Ministerio de Energía de Chile. Esta fuente utiliza los datos del consumo de energía del 2016 publicados el 2017 y que se pueden descargar libremente (Energía, 2018).

• El BNE proporciona el consumo de energía regional para cada vector energético, por ejemplo, biomasa, electricidad y diésel, y distingue los siguientes sectores de demanda: - Comercial, Público, y Residencial (CPR); - Minería; - Transporte; - Industria; - Transformación.

• En el estudio, esta fuente se ha utilizado para los siguientes sectores: CPR, transporte e industria para la estimación de la demanda total de energía del año 2016. Se excluye la transformación, porque se refiere a la transformación de las fuentes de energía primaria en electricidad.

• Para la industria minera, los datos de la demanda final de energía del año 2016 provienen del reporte anual de la Comisión Chilena del Cobre (Cochilco o Comisión Chilena del Cobre). Esta fuente se ha utilizado para estimar la demanda de energía minera para ambas regiones estudiadas. La demanda de energía se detalla por categoría de proceso minero, por ejemplo, concentración, extracción con solvente, electro-obtención (SX-EW), dentro de otros. Estos procesos se explicarán con más detalle en la sección 4.1.3.1

3.2. Perfiles de electricidad por hora

• Los perfiles de consumo de energía por hora para Antofagasta y Atacama se basan en la demanda de electricidad horaria de 2016 que informa el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN o el Coordinador). Estos clientes fueron categorizados y separados en los siguientes sectores: - CPR; - Minería del Cobre; - Industria.

• Los perfiles de electricidad fueron escalados de modo de coincidir con los datos de consumo anual del BNE y Cochilco.

• Para el resto de Chile interconectado (en adelante RdC), se utilizaron los datos del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN o el Coordinador) como fuente para la generación y demanda horaria.


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3.3. Escenarios de demanda del Business as Usual (BaU)

En esta sección se discuten las principales fuentes utilizadas para construir los escenarios BaU para Antofagasta y Atacama al 2023 y 2035. Se proporcionarán más explicaciones en la sección 4.3.1.

3.3.1. Electricidad • Proyecciones mensuales de demanda de electricidad para Atacama,

Antofagasta y RdC, para el 2023 y 2035. Las demandas de electricidad proyectadas se basan en las proyecciones de demanda eléctrica de la Comisión Nacional de Energía (CNE Comision Nacional de Energia - Ministerio de Energia, 2017). A esta proyección se le aplica un factor de escalamiento para coincidir los coeficientes de crecimiento con la proyección de la demanda de energía considerada por el PELP, (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017), ambos para 2023 y 2035.

• Perfiles de electricidad por hora para Atacama y Antofagasta, para 2023 y 2035. Se utilizan los mismos perfiles generados en base a la situación actual, que se analizan en la sección 3.2. Estos se generan a partir de los perfiles unitarios de electricidad de Atacama y Antofagasta y las proyecciones mensuales de demanda de electricidad (CNE Comision Nacional de Energia - Ministerio de Energia, 2017).

• Coeficientes de crecimiento de la demanda de electricidad para el 2023 y 2035. Para cada sector, los coeficientes de crecimiento se generan por separado para Atacama y Antofagasta, en base a las cifras de demanda eléctrica de 2016 proporcionadas por BNE y las proyecciones de demanda eléctrica final para el 2023 y 2035 generadas en base a (CNE Comision Nacional de Energia - Ministerio de Energia, 2017), (Cobre, 2017) y (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017).

• Los perfiles de electricidad por hora para el RdC, al 2023 y 2035. Estos perfiles se basan en las proyecciones anuales de demanda eléctrica del RdC y en el perfil unitario de electricidad, como se discutió en la sección 2.1.

3.3.2. Otros vectores energéticos • La demanda de energía sectorial, a excepción de la minería, para Atacama y

Antofagasta, se basa en números oficiales del BNE para el 2016. • La demanda de energía para la minería de Atacama y Antofagasta se basa en

la información de Cochilco (Cobre, 2017). • Proyecciones de demanda total de energía, para todos los vectores de energía

y sectores agregados para Atacama y Antofagasta. Se basan en la proyección de demanda energética ALTA del informe PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017).

• Los coeficientes de crecimiento de la demanda de energía para los vectores no eléctricos usan los mismos coeficientes de crecimiento que los de la electricidad. Sin embargo, se aplican factores de corrección para igualar el crecimiento proyectado de la demanda total de energía según la proyección de demanda energética ALTA del informe PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017)


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• Las proyecciones de demanda energética por sector y vector de energía (a excepción del transporte) para Atacama y Antofagasta, se generan en base a la demanda de energía de 2016 y los coeficientes de crecimiento de la demanda de energía aquí mencionados (BNE 2016).

• Las proyecciones de demanda de energía para el sector transporte para Atacama y Antofagasta, se generan en base a la demanda de energía del 2016 (BNE 2016) y un crecimiento anual promedio en el consumo de energía de transporte de 1.2%/año (EIA - US Energy Information Administration, 2018).

3.4. Escenarios de demanda de energía 100% renovable

En esta sección se discute una primera descripción de los supuestos y la metodología utilizada para construir los escenarios 100% RES para Antofagasta y Atacama para el 2023 y 2035. Se proporcionarán más explicaciones en la sección 4.3.2. Para los escenarios de demanda del 100% RES, la información se basa en los informes existentes, así como en las propias suposiciones de TRACTEBEL sobre el cambio de la demanda de energía de combustibles fósiles a una demanda de energía totalmente renovable.

• Los escenarios 100% RES para Atacama y Antofagasta se generan a partir de escenarios BaU definidos previamente.

• La transición a hidrógeno y recursos renovables se logra mediante las estrategias de optimización, presentados en la sección 4.2.2 , lo que permitirá reemplazar progresivamente los vectores de energía convencionales por renovables. En esta sección, la electricidad y el combustible consumida por los diferentes sectores, obtenidas del BaU, serán reemplazados por vectores de energía renovable, debido a la introducción de nuevas tecnologías tales como celdas de combustible, vehículos eléctricos, modificación en procesos, etc.

• Cada sector se analiza por separado, para obtener una transición viable para cada sector. Estos 'cambios' se obtienen al considerar varias medidas de eficiencia energética y estrategias de optimización (por ejemplo, vehículos con celdas de combustible, vehículos eléctricos de batería y bombas de calor para calefacción). La Sección 4.2.2 describe con más detalle cómo se lleva a cabo la transición a un escenario 100% RES, analizando los diferentes sectores energéticos.

• La introducción de estas nuevas tecnologías y la transición a energía renovable se llevarán a cabo progresivamente desde hoy hasta el 2035, para alcanzar el objetivo 100% renovable. En la mayoría de los escenarios, se supone una transición lineal hasta el cumplimiento de la meta. Por ejemplo, para 2035, se supondrá que todos los vehículos de pasajeros serán eléctricos, sin embargo, para 2023 solo una fracción de los vehículos de pasajeros serán eléctricos (0% en la actualidad, 30% en 2023 y 100% en 2035). Esta transición lineal, como se ilustra en la Figura 2, se aplicará en varios sectores y sus subprocesos en 2023.


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Figura 2: El cambio lineal hacia energías renovables, aplicada a algunos sectores y sus subprocesos.

- Dado que el sector minero representa una proporción significativa de la demanda final de energía (ver sección 4.1), se lleva a cabo un análisis más profundo de cada uno de los procesos involucrados (concentración, fundición, refinería, SX-EW, servicios adicionales). Más específicamente, se supone que los motores diésel utilizados para la prospección minera, excavaciones y transporte de mineral se eliminan progresivamente y se reemplazan por hidrógeno. Los equipos presentes en los procesos de concentración de cobre se electrificarán progresivamente. Los combustibles necesarios para el proceso de fundición se reemplazan progresivamente por energía solar térmica de alta temperatura. El gas natural involucrado que se consume en el proceso de refinería es reemplazado por hidrógeno. El diésel actualmente requerido en el proceso SX-EW para mantener la solución a la temperatura adecuada se cambia por solar térmica de baja temperatura. Finalmente, en los servicios, el diésel requerido en los campamentos se elimina gradualmente y se reemplaza por hidrógeno y energía solar térmica de baja temperatura.

- En el sector transporte, la transición a un escenario 100% RES se basa en la electrificación y la penetración del hidrógeno (vehículos eléctricos de celdas de combustible). Los vehículos de pasajeros son reemplazados progresivamente por vehículos eléctricos, mientras que la tecnología basada en celdas de combustible se introduce progresivamente en vehículos de transporte público, camiones y vehículos especializados. No se prevé un cambio de los combustibles convencionales para las subcategorías aéreas y marítimas. En lo que respecta a ferrocarriles, se prevé una sustitución parcial de los motores convencionales por celdas de combustible, pero solo en 2035.


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- El sector industrial se divide en diferentes subcategorías, tales como, la industria cementera, hierro y acero, y otros. Para la industria del cemento, combustibles alternativos, como la biomasa y neumáticos viejos (International Finance Corporation, 2017), se introducen progresivamente en 2023, como se ilustra en la Figura 2. La energía solar térmica solo se introducirá en 2035 (Helios CSP, 2012) (Swaminathan & Nadhipite, 2017), debido a la baja madurez de esta tecnología para hornos de alta temperatura. Se necesita más investigación y desarrollo, por lo que es poco probable que esta tecnología esté disponible comercialmente al 2023. La biomasa y el hidrógeno se introducen en la industria del hierro y el acero para reemplazar el diésel y el gas natural. Para las otras industrias, se supone que el hidrógeno reemplaza al diésel y al GLP.

- En el sector CPR (comercial, residencial y público), el diésel y el LPG se eliminan progresivamente a través de una mayor electrificación y el uso de energía solar térmica para aplicaciones de calefacción. (Michigan Ross School of Business, 2017).

Se presentarán más detalles en la sección 4.2.2, basados en la revisión del estado actual del sistema de energía que se analiza en la sección 4.1. Esta revisión proporcionará más información sobre los principales vectores de energía (diésel, gas natural y electricidad) y de los diferentes sectores energéticos, lo que permitirá mejorar y construir la transición energética hacia un escenario 100% RES en 2035.

La Figura 3 ofrece una visión general de las principales fuentes de datos utilizadas para los diferentes escenarios y los pasos seguidos en el procesamiento de datos (por ejemplo, recopilación de datos, segmentación del sector y coeficiente de crecimiento de la demanda por sector).


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Figura 3: La colección de información de los perfiles de demanda de energía y electricidad.


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3.5. Generación de energía

3.5.1. Capacidad de expansión del BaU Un escenario BaU representa una línea base para comparar escenarios alternativos o un punto de partida para un nuevo análisis. El escenario BaU se construye utilizando un conjunto de supuestos que proyectan el futuro en base a tendencias históricas, sin considerar los pronósticos disruptivos.

Como se estableció en la regulación chilena, el Ministerio de Energía debe desarrollar un estudio de planificación energética a largo plazo (PELP) cada 5 años, proceso que comenzó el 2016 finalizando a comienzos del 2018 con el primer proceso terminado. Este estudio considera la formulación de 5 escenarios, construidos y caracterizados usando los siguientes parámetros con diferentes proyecciones:

• Impacto social de los proyectos, • Demanda de energía, • Cambios tecnológicos en almacenamiento con baterías, • Costos de externalidades ambientales, • Inversiones en tecnologías renovables, • Precios de combustibles fósiles.

Los 5 escenarios definidos por el estudio PELP se muestran en la Tabla 1. TRACTEBEL, junto con el Cliente, acordaron usar el Escenario C como las proyecciones del escenario BaU del presente estudio. Este escenario utiliza tendencias, tales como la demanda promedio de energía, el costo promedio de inversión en tecnologías renovables, los impuestos referenciales a las emisiones y la proyección baja de precios de combustibles fósiles.

Los resultados del modelamiento del estudio se muestran hasta el 2046, con resultados a niveles regional de capacidad instalada anual, lo que permitió identificar la capacidad de expansión en Antofagasta y Atacama, sin embargo, la generación anual de energía se presenta como un valor agregado para todo el país, por lo que la fracción de la generación de energía asignada a Antofagasta y Atacama se asume proporcional a la capacidad instalada de la tecnología de generación de energía correspondiente.


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Factor Escenario

A

Escenario

B

Escenario

C

Escenario

D

Escenario

E

Impacto Social Alto costo Carbono

+CCS Libre

Alto Precio Carbono

+CCS

Alto Precio Carbono

Alto Precio Carbono

Demanda de Energía Baja Alta Media Baja Alta

Cambio tecnológico en almacenamiento con baterías Alto Bajo Media Media Alta

Costo de externalidades Ambientales Actual +Alto Media Actual Alta

Pronóstico de inversión en renovables Bajo Bajo Media Alta Alta

Precio de combustibles fósiles Media Alto Bajo Baja Alta

Tabla 1: Resumen de los 5 escenarios PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017).

3.5.2. Modelo de expansión de capacidad de largo plazo para 100% RES El sistema de energía en las regiones del norte se modelará a través de un modelo de expansión de la capacidad a largo plazo, para el escenario 100% RES. El término "expansión de la capacidad" se refiere al problema de optimización de encontrar la combinación costo-optima de activos de generación, minimizando los costos generales del sistema en un horizonte de largo plazo. Se pueden distinguir dos tipos de costos:

• Costos de inversión para activos recién construidos; • Costos de producción de activos existentes y construidos

- costos fijos de operación; - costos variables (O&M, combustible, impuestos a las emisiones); - el costo de energía no suministrada (Curtailment) cuando la producción no

puede satisfacer la demanda de energía.

Como una función de las variables de decisión (es decir, las inversiones en nuevos activos y el despacho horario) se determina el punto de equilibrio entre el costo de capital y los costos de operación, como se representa esquemáticamente en la Figura 4.

Figura 4: Costos totales del sistema en función de la decisión de inversión.


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El modelo de expansión de la capacidad a largo plazo tiene el objetivo de minimizar los costos generales (es decir, el costo nivelado de la energía), sujeto a la limitación de sólo considerar activos renovables para el escenario 100% RES.

El modelo matemático optimiza conjuntamente las inversiones y las decisiones de despacho por hora de cada planta individual en el sistema, en un solo paso. La solución de esta optimización matemática proporciona la combinación de capacidad que minimiza las inversiones (CAPEX) y los costos operativos (OPEX) en un mercado mayorista de competencia perfecta para el sistema analizado.

Aunque los costos generales se minimizan con el modelo de expansión de capacidad de largo plazo, los precios efectivos de la energía no se calculan. Los precios de la energía dependerán del diseño del mercado y de la estrategia de fijación de precios de los agentes del mercado (PPA, precios basados en el costo marginal, etc.). Sin embargo, cada diseño de mercado tiene por objetivo incentivar las transacciones al menor costo posible, es decir, en un mercado de energía perfecto, se construiría la combinación de activos más rentable, es decir, la que se obtiene de la planificación de la expansión de la capacidad a largo plazo. Además, en un mercado de energía perfecto, todas las inversiones se recuperarían sin un margen de ganancia excesivo. Esto significa que el precio promedio esperado del mercado sería igual al costo nivelado de la energía. Por lo tanto, el costo nivelado de la energía, obtenido a partir del modelo de expansión de la capacidad a largo plazo, puede usarse como un indicador de los precios promedio del mercado.

Para estimar los precios efectivos de mercado para la combinación de activos obtenida, y los perfiles de precios resultantes, se requiere un modelo de simulación de mercado. Al comparar el precio de energía promedio resultante de dicho modelo de mercado con el costo de energía nivelado para el mismo sistema, se puede evaluar la efectividad del modelo de mercado, lo que está fuera del alcance de este estudio.

3.5.3. Modelo del sistema eléctrico existente El punto de partida para el modelo de expansión de capacidad es la combinación de activos de generación y la red de transmisión existente. Para el modelo se requiere la siguiente información de cada activo existente:

• Los activos térmicos se caracterizan por su capacidad instalada, consumo de combustible (o Heat Rate), tipo de combustible y costos operativos variables.

• Las fuentes de energía renovables (RES) están representadas por su capacidad instalada, perfiles de generación de energía, costos de operación fijos y variables.

• Para este estudio, la red de transmisión se modelará a nivel regional, teniendo en cuenta las limitaciones de capacidad de transmisión entre las regiones y las expansiones ya planificadas. Además de las expansiones planificadas de la red de transmisión entre las regiones, no se prevén expansiones adicionales.

• Se consideran que todos los sub-nodos dentro de una región se agregan en un solo nodo, sin restricciones de transmisión dentro de las regiones.

Además, el modelo de generación también contiene la siguiente información:


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• Cierre de los activos existentes que cumplen su vida útil; • Calendario de puesta en marcha para inversiones futuras ya planificadas:

- Para la red de transmisión; - Para activos de generación.

El modelo de expansión de capacidad a largo plazo utiliza una previsión perfecta sobre el horizonte de simulación: el despacho del recurso hídrico se realiza de manera óptima a pesar de que se rige por incertidumbres tales como condiciones meteorológicas (radiación, hidrología y viento), niveles de acumulación de los embalses y la demanda. Dado que no existe el pronóstico perfecto, el despacho estacional real de los recursos hídricos será distinto que el modelado en este estudio. Como resultado, se modificará la complementariedad de las fuentes de energía renovable, como la fotovoltaica y la CSP con energía hidroeléctrica, lo que tendrá un impacto en las inversiones óptimas y, por lo tanto, también en la cantidad de energía importada de las regiones del norte. Dado que la incertidumbre hídrica es el principal factor de riesgo en la zona centro sur del sistema eléctrico nacional, el análisis se complementará con sensibilidades sobre la hidrología en el escenario 100% RES.

Además, se aplicará una condición que restringe al modelo a alcanzar el mismo nivel agua que se tiene al comienzo del horizonte simulado.

3.5.4. Demanda La demanda de electricidad se modela con una resolución horaria por región. Dado que es imposible prever la demanda a largo plazo en una granularidad horaria, es una práctica común realizar una previsión de la demanda eléctrica total anual. Luego, utilizando un perfil horario unitario esperado, se puede obtener la estimación horaria de la demanda futura escalándolo para calzar con la demanda total anual proyectada.

Si las observaciones de la demanda horaria están disponibles por sector (por ejemplo, CPR, minero, industrial), es factible un enfoque más refinado. La demanda total se puede separar por segmento, para lo cual se aplican las proyecciones específicas de cada sector. Luego, la demanda total se reconstruye mediante una sumatoria de los sectores.

Cabe destacar que los supuestos de demanda variarán de acuerdo al escenario seleccionado (BaU o 100% RES). Dado el cambio anticipado de los combustibles fósiles a hidrógeno en el escenario de 100% RES, la demanda de energía se complementará con la demanda exógena de hidrógeno.

3.5.5. Precios de combustible Los costos de operación de las centrales termoeléctricas dependen en gran medida del precio del combustible. Para cada tipo de combustible (por ejemplo, carbón, fuel oil, gas oil y gas natural) se requieren suposiciones sobre su precio a largo plazo de modo de garantizar una planificación de inversión rentable en todo el horizonte de tiempo.


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Además, las centrales que utilizan combustibles fósiles deben incurrir en un costo variable adicional debido al impuesto sobre las emisiones CO2 producidas durante su operación.

3.5.6. Parámetros de inversión técnico-económicos Para cada una de las opciones de inversión que se considerarán en el modelo de expansión de capacidad, es necesario detallar los parámetros técnicos económicos supuestos en el horizonte de inversión. Estos parámetros son los siguientes:

• CAPEX ($/kW); • OPEX ($/kW/año y/o $/MWhe); • Vida útil (años); • Heat Rate (GJI/MWhe); • WACC (%).

Para el escenario 100% RES, se deben considerar los siguientes parámetros adicionales:

• Potencial renovable por región para cada tecnología (GW). • Perfiles de generación, basados en un año meteorológico típico (TMY en sus

siglas en inglés), que representan el factor de planta promedio típico de la tecnología (%).

• Para las baterías, la relación “Energy-to-Power” (E2P, kWh / kW) y la eficiencia de un ciclo de carga y descarga o “roundtrip” (%) complementarán las suposiciones de CAPEX y OPEX.

• Para cumplir con la demanda de hidrógeno, las suposiciones técnico-económicas se incorporan en las tecnologías relacionadas con el hidrógeno, por ejemplo, electrolizadores, celdas de combustible y estanques de almacenamiento de hidrógeno.

3.5.7. Matriz resumen de ambos escenarios La Tabla 2 sintetiza las principales suposiciones que se han realizado con respecto a la demanda, los precios del combustible, los impuestos al CO2 y los parámetros técnico-económicos. Los datos se alinearon con el estudio PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017), pero se seleccionaron diferentes escenarios de acuerdo con el escenario BaU y la visión 100% RES:

• El BaU seguirá los índices referenciales; • Para el escenario 100% RES, se elige un conjunto más optimista de

suposiciones con respecto a la energía verde: - Altos precios del combustible y altos impuestos al CO2. - Una visión optimista sobre la disminución de los costos futuros de los

activos de energía renovable. Se proporcionó un libro de suposiciones con todos los números de input detallados de este informe (ver apéndice 8).


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Factor Demanda Candidatos para expansión

Precios de Combustibl

es Impuesto CO2 Proyecciones

CAPEX Hidrolog

ía

BaU

La demanda eléctrica para

2023 y 2035 se basa en la

proyección “Alta” del PELP

La inversión en tecnologías de combustibles

fósiles renovables y

convencionales en todas las

regiones (Antofagasta,

Atacama, RdC) se basa en el

PELP, escenario C

Los precios de

combustible se asumen

como el caso bajo

utilizado en el estudio

PELP, escenario C

Se asumió que el precio actual es

constante para todo el horizonte, como

en el del PELP, escenario C

Para activos renovables (PV, eólica y CSP,

etc.) y convencionales, CAPEX basado

en el PELP, escenario C

Como se supone en el PELP

escenario C

100 % RES

La demanda eléctrica basada en la matriz de

cambio y, adicionalmente, una demanda externa de H2

La penetración de EV en las tres regiones se

incluye como una demanda adicional

La inversión en Antofagasta y Atacama está restringida a tecnologías renovables

CCGT y GT son opciones en el

RdC

Los precios del

combustible se suponen como el alto

caso utilizado en el estudio

PELP, siguiendo el escenario B

+ Alta proyección del precio del CO2

utilizado en el PELP, escenario B

No se permiten emisiones de CO2 en Antofagasta y Atacama en 2035

Para PV, Eólico y CSP toman la disminución de

Capex disruptiva de PELP,

escenario B

Capex de baterías de

BNEF caso bajo (E2P 6hrs)

Supuestos de Mesa Geotermia

Análisis de

sensibilidad para un año

húmedo y seco incluido en base a P05 y

P95

Tabla 2: Matriz descriptiva de los escenarios.


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4. PAQUETE DE TRABAJO 1 – VISIÓN 2023/2035

4.1. Revisión del estado actual del sistema energético (2016-2017)

La presente sección comprende el estado del sistema de energía considerando todos los vectores energéticos (electricidad y combustible) tanto en la generación como la demanda.

4.1.1. Generación de energía Como se ilustra en la Figura 5 y resumido en la Tabla 3, para Antofagasta y Atacama, la electricidad es generada principalmente por las centrales a carbón. El carbón es el combustible fósil con las emisiones específicas de CO2 más altas (alrededor de 1 kg de CO2 por kWh de electricidad producida). Por lo tanto, el sector de generación de energía puede ser altamente optimizado para disminuir sus emisiones directas.

Figura 5: Generación de energía de Antofagasta y Atacama por vector energético, a partir del Coordinador.

Energía

[GWh]

Carbón

Diésel

Gas natural

Solar PV

Viento

Hidro

Cogeneración

ENA

P 6

Total

Antofagasta 14,893 940 1,627 918 507 0 126 5 19,016

Atacama 4,774 9 0 1,171 125 22 0 0 6,100

Tabla 3: Generación de energía de ambas regiones en el año 2016.


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Se puede observar como la generación de electricidad en Antofagasta es tres veces mayor que en Atacama, sin embargo, la cuota de energía renovable en Atacama es aproximadamente tres veces mayor que Antofagasta, siendo 22% (1.317 GWh) para Atacama en comparación con 7% (1.425 GWh) de Antofagasta.

En el año 2017, la capacidad instalada en Antofagasta es principalmente basada en combustibles fósiles, principalmente carbón y diésel, seguido por PV y eólica. En Atacama, la mayor capacidad instalada es en base a carbón y energía PV, seguido por el diésel y eólica. Esto puede verse en la Figura 6.

Figura 6: Capacidad instalada de energía de Antofagasta y Atacama por vector energético para 2017.

[MW]

Carbón

Diésel

Gas N

atural

Solar PV

Eólico

Cogeneración

Enap 6

Geoterm

ia

Hidro

Total

Antofagasta 2,297 83 2,157 1,079 299 18 99 24 0 6,055

Atacama 694 519 0 580 193 0 0 0 5 1,991

Tabla 4: Capacidad de generación instalada para ambas regiones en 2017.

4.1.2. Demanda de energía – Visión general Como se ilustra en Figura 7, la mayor demanda de energía viene del diésel y electricidad. Es evidente que la generación regional de electricidad en el año 2016 supera a la demanda de electricidad de cada región (19 TWh y 6 TWh de generación respectivamente). Esto significa que en el año 2016, ambas regiones fueron exportadores de electricidad. La demanda es mayor en Antofagasta que Atacama, lo cual concuerda con el número de habitantes, y, mucho más importante, por la diferencia en la demanda de energía en minería y en la industria que se explica en sección 4.1.3.


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Figura 7: Demanda final de energía (TWh) en Antofagasta y Atacama en el año 2016.

[TWh/año]

Biom

asa

Carbón

Coque de petróleo

Diésel

Electricidad

GLP

Gas natural

Motor de gasolina

Kerosene de aviación

Enap 6

Total

Antofagasta 0.0 0.0 0.2 19.7 14.2 0.5 0.5 1.3 0.7 0.6 37.7

Atacama 0.0 0.0 0.4 5.1 4.4 1.3 0.0 0.7 0.0 0.4 12.4

Tabla 5: Demanda de energía final por vector energético de Antofagasta y Atacama.

La mayor demanda de energía es para el sector minero, siendo el 68% y 41%, para Antofagasta y Atacama, respectivamente. La demanda de electricidad también es más alta para este sector, siendo de 87% y 65%, respectivamente. El sector con la segunda mayor demanda de combustible es transporte, seguido por la industria. El sector minero es por tanto el sector donde cambios en sus procesos tendrán el mayor impacto en la demanda energética regional.


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Figura 8: La demanda final de energía y la demanda de electricidad por sector de Antofagasta y Atacama en 2016.

4.1.3. Demanda de energía – Enfoque sectorial

4.1.3.1. SECTOR MINERO

Para una interpretación correcta de la demanda energética de la minería de cobre, es crucial entender tanto la demanda global como la demanda específica por proceso. Este capítulo comienza desde la perspectiva global y finaliza con los procesos específicos.

Demanda de Energía - Global

Los diferentes vectores de energía para las regiones de Antofagasta y Atacama se pueden ver en Figura 9 y Tabla 6 a continuación. De manera general, se puede apreciar que la demanda de energía del sector minero se divide mitad en electricidad y mitad en combustibles, principalmente Diésel, Enap 6 y Gas Natural.

Para Antofagasta, las cifras exactas para 2016 corresponden a una demanda de 25.8 TWh, de las cuales el 48% corresponde a Electricidad, el 48% a Diésel y el 4% a otros combustibles fósiles.


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Figura 9: Demanda final de energía para el sector minero en Antofagasta y Atacama en 2016.

GWh Antofagasta Atacama Diésel 12,418 1,788 Electricidad 12,385 2,895 GLP 23 14 Gas Natural 347 / Gasolina 8 2 Kerosene 71 / Enap 6 531 329 Total 25,783 5,054

Tabla 6: Demanda final de energía para el sector minero en Antofagasta y Atacama en 2016.

Para Atacama, las cifras exactas para 2016 corresponden a una demanda de 5.05 TWh, de las cuales el 57 % corresponde a Electricidad, el 36% a Diésel y el 7 % a otros combustibles fósiles.

Antofagasta tiene un mayor consumo de energía ya que existe una mayor actividad minera en esta región (SONAMI, 2012).

Poniendo estos números en perspectiva para ambas regiones, esto significa que se el sector minero demanda 1.7 GW de electricidad1.

De manera similar, la demanda de Diésel del sector minero equivale a importar un total de 35,265,000 barriles/año de crudo usando al menos 70 Panamax Cargo Ships, que es cerca del 50 % de la capacidad de refinación de ENAP (Aconcagua y Bio Bio juntos) 2.

Cambiar estos dos vectores de energía tendrá el mayor impacto para transformar el sector minero actual en una minería verde.

1 Suponiendo una demanda constante durante 8760 horas al año.

2 Asumiendo una densidad energética de Diésel de 10.64 MWh/m3, rendimiento de Diésel por Petróleo Crudo de 24% (10 Gal Diésel por 42 Galones de Barril), 500,000 Barriles por Panamax y 208,000 Barriles por día de capacidad de refinación para ENAP.


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Demanda de Energía – Por Proceso3

El cobre está presente principalmente en la corteza terrestre como sulfuros y/o óxidos de cobre. La concentración de cobre en un cuerpo mineralizado es comúnmente de alrededor del 0.5% para las minas a rajo abierto y entre el 1 y el 2% para las minas subterráneas. De acuerdo con la composición del mineral, hay dos tipos de extracción de cobre:

• Extracción de cobre de minerales sulfurados (Pirometalúrgico). • Extracción de cobre de minerales oxidados (Hidrometalúrgico).

Por lo tanto, hay dos ramas de procesos que dependen de la composición del cuerpo mineral como se puede ver en Figura 10. Cochilco, en su reporte de Informe de Consumo de Energía 2016, agrupa cada uno de los subprocesos de la minería en 7 categorías como lo muestra Figura 11.

Figura 10: Diagrama de bloques para el sector minera.

Figura 11: Categorización de subprocesos mineros realizada por Cochilco.

Mina a Rajo Abierto

3 Extraído de (CCM, 2018)

•Perforación•Tronadura•Carguío•Transporte•Chancado Primario

Mina Rajo Abierto

•Perforación•Tronadura•Carguío•Transporte•Chancado Primario

Mina Subterránea

•Chancado 2° y 3°•Aglomeración•Lixiviación•Extracción por

Solvente•Electro-obtención

Procesamiento Óxidos

•Chancado•Molienda Sag y de

Bolas•Flotación•Tratamiento de

Relaves•FIltraciónConcentración

•Secado•Fusión•Conversión•Piro Refinación

Fundición

•Electro Refinación

Refinería

•Plantas Desaladoras•Impulsion de Agua•Campamentos•Talleres

Servicios


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La extracción a rajo abierto se desarrolla cuando los yacimientos presentan una forma regular y están en la superficie o cerca de ésta, proceso por el cual actualmente se extrae la gran mayoría del mineral de cobre del país. Es ampliamente conocido por las grandes dimensiones de sus faenas y equipos, los cuales son utilizados principalmente en actividades de perforación, carguío y transporte de mineral, incorporando en muchos casos dentro del mismo rajo la actividad de chancado primario. En la Figura 12 se pueden identificar los distintos procesos involucrados en ella.

Figura 12: Proceso de extracción en mina a rajo abierto (CCM, 2018).

Perforación

Es la operación que se realiza con la finalidad de abrir huecos en el macizo rocoso (habitualmente cilíndricos y de una cierta profundidad), con una distribución y geometría adecuada, en donde se alojarán cargas explosivas. La fuente de energía requerida depende del método de perforación utilizado, y que habitualmente es un equipo perforador operado con diésel y supervisado con camionetas de apoyo que también usan diésel. El consumo de energía está ligado a los equipos de perforación y de apoyo y dependerá de factores distancia a los puntos de perforación, número de perforaciones por tonelada de material removido, resistencia de las rocas, tipo de fragmentación necesaria para el proceso siguiente (si es para despejar un área, para sacar lastre o sacar mineral). Estos factores dependen fundamentalmente de la configuración del macizo minero (volumen a tratar) de su ubicación respecto de la superficie y de su composición mineralógica.


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Tronadura

Es la operación que tiene por finalidad el arranque del mineral desde el macizo rocoso, aprovechando de la mejor manera posible la energía liberada por el explosivo colocado en los tiros realizados en la etapa de perforación. El mejor aprovechamiento se obtiene al aplicar la energía justa y necesaria para generar una buena fragmentación del mineral. Esta etapa consume en ocasiones energía eléctrica como elemento detonador de las líneas de tronadura, sin embargo, es marginal respecto de la energía consumida por los equipos de perforación.

Carguío

Consiste en cargar los camiones de transporte con el material fragmentado del yacimiento, producido por la Tronadura, para conducirlo a los posibles destinos como pueden ser: el mineral al proceso de chancado o stock de mineral y el lastre a los botaderos. En esta operación normalmente se utilizan equipos tales como palas eléctricas, palas hidráulicas y cargadores frontales. Las primeras consumen electricidad mientras que las hidráulicas y los cargadores consumen diésel.

Transporte

El mineral extraído y ya cargado sobre camiones de gran envergadura y capacidad es llevado a los patios de acopio o directamente a los chancadores primarios ubicados en la cercanía del rajo o incluso dentro del mismo rajo. El lastre, sin embargo, es llevado hacia las tortas de botaderos ubicados lejos del rajo generando un mayor consumo de combustible por la distancia recorrida y por la relación lastre/mineral. El combustible usado en este caso también es el diésel.

En esta etapa también se ocupan varios equipos de apoyo a los caminos como motoniveladoras, cargadores frontales pequeños, camiones aljibes para humedecer los caminos (evitar polvo), compactadores y camionetas de los supervisores. Todos ellos consumen diésel.

El mayor o menor consumo de energía en esta etapa dependerá de la distancia promedio que deban recorrer los equipos involucrados, sin embargo, la mayor cantidad de energía la consumen los camiones de trasporte de mineral y lastre.

Chancado Primario

El mineral o roca mineralizada y fragmentada, es depositada directamente por los camiones en los chutes de carga de los Chancadores primarios. En algunos casos el mineral es depositado por los camiones en patios de acopio, de manera de permitir un flujo más continuo hacia el chancado primario disminuyendo los tiempos muertos por distancia entre camiones o por detenciones de la mina.

El proceso en sí consiste en disminuir el tamaño de las rocas mineralizadas y ya fragmentadas, triturándolas mediante la acción mecánica de compresión entre dos superficies de metal usando máquinas chancadoras del tipo giratorio (el más usado en Chile) o de mandíbula. El tamaño inicial de las rocas es de hasta 1 metro y el recomendado final para este proceso depende de cada faena minera y habitualmente es de 5 a 8 pulgadas


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El consumo de energía en esta etapa es principalmente eléctrico y de gran potencia. Los equipos de chancado aumentan su consumo durante la acción de chancado producto no sólo del movimiento de las partes móviles sino por la acción de chancar la roca. Los equipos de apoyo como harneros, alimentadores metálicos y cintas transportadoras consumen energía eléctrica en forma más estable.

En el caso de disponer de un patio de acopio antes del chancado primario, el consumo de energía se torna más parejo dado que el flujo de mineral hacia el chancado se transforma a continuo y no depende de la frecuencia de camiones que lleguen al chancado primario.

Mina Subterránea

La extracción subterránea se desarrolla bajo tierra y combina distintas técnicas que permiten que el proceso ocurra a grandes niveles de profundidad. Las principales labores dentro del proceso de extracción subterránea tienen relación con tronar y avanzar en zonas de producción, fortificando y habilitando zonas de trabajo que, bajo altos estándares de seguridad, permitan extraer el mineral desde el yacimiento. En la Figura 13 se muestran las principales actividades involucradas. Debido que la demanda de energía del proceso de extracción mina subterránea corresponde a un 0.1% del consumo total del sector minero para Antofagasta y Atacama, no se entrará en mayor detalle en cada uno de los subprocesos.

Figura 13: Proceso de extracción mina subterránea (CCM, 2018).

Procesamiento Óxidos

En el caso de los minerales oxidados, el proceso hidrometalúrgico consiste en pasar el componente sólido del Cobre a uno líquido haciendo reaccionar la roca oxidada con una solución ácida (Ácido Sulfúrico diluido) y por medio de distintas reacciones físicas y químicas se extrae el cobre del resto del mineral chancado, disolviéndolo en la solución, lo que corresponde a la etapa de lixiviación.


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Chancado para Lixiviación

Para preparar la roca chancada para la Lixiviación, es necesario que el chancado entregue un tamaño de partícula más pequeña que lo que entrega en forma habitual el chancador primario que proviene de la mina, por lo que normalmente habrá un proceso de chancado secundario y a veces terciario para llegar al tamaño deseado.

Por esta razón aparece una etapa de chancado en la Figura 14, cuyo mayor consumo energético es el eléctrico encargado de alimentar los motores de los chancadores, harneros y cintas transportadoras.

Aglomeración

Cuando la proporción de finos es muy alta, después del último chancado es necesario aglomerar esa fracción de mineral antes de depositarlo en las pilas de lixiviación, permitiendo que no se disgregue en forma física en la solución ácida, sino que permanezca en la pila permitiendo que exista una interacción química en ella.

El consumo de energía en esta etapa es principalmente eléctrico usado por el motor del tambor acumulador.

Figura 14: Procesamiento de Óxidos (CCM, 2018).

Lixiviación

Es llamado así al proceso de esparcir en forma homogénea la solución ácida sobre las pilas de lixiviación para que este escurra por el mineral apilado, se produzca la reacción química que permite traspasar el ion de cobre oxidado de las partículas sólidas de mineral a la solución ácida líquida que está pasando por ella arrastrando así el producto deseado a la solución.


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Dependiendo del tipo de planta, dentro de este proceso pueden estar incluidos los equipos de movimiento del mineral desde el aglomerado hasta las pilas de lixiviación y desde las pilas hacia los botaderos, movimiento que puede hacerse con equipos a diésel o cintas transportadoras consumidoras de electricidad.

Los consumos energéticos en esta etapa serán los eléctricos para el impulso y traslado de las soluciones a través de bombas, y si dentro del proceso está incluido el movimiento del mineral hacia y desde la pila de lixiviación la energía podría incluir algo de combustible líquido como diésel para las máquinas.

Extracción por Solvente (SX)

El líquido obtenido de la lixiviación es llevado a la planta de Extracción por Solventes en donde por la acción física y química el líquido o solución ácida es limpiada y enriquecida en ion Cobre. El consumo de energía en esta etapa es principalmente eléctrico usado para el movimiento de los líquidos a través de bombas.

Electro-Obtención

La solución limpia y enriquecida es pasada a la etapa de Electro-obtención en donde mediante electrólisis15 es extraído el ion cobre y depositado en una placa, produciéndose los cátodos de cobre de alta pureza. En la Figura 14 se presentan los diferentes procesos que considera este tratamiento del mineral. Esta última etapa consume energía eléctrica en el proceso.

Precalentamiento del Electrolito

En este proceso existe un importante consumo de energía térmica para precalentar el electrolito y los distintos productos químicos de manera de aumentar la captación del ion Cobre en la solución y estabilizar las reacciones químicas. La temperatura de las soluciones se sitúa entre 45 y 55°C y la forma de calentar las soluciones es habitualmente indirecta a través intercambiadores de calor (de placas) que reciben agua caliente proveniente de una o varias calderas que utilizan diésel o gas licuado.

Concentración

En el caso de los minerales sulfurados, el proceso que se lleva a cabo consiste en aumentar la concentración de cobre en estado sólido en base a un proceso de reducción de tamaño del mineral a través de etapas sucesivas de Chancado y Molienda, que reduce la granulometría del producto para luego mediante la Flotación, separar las partículas sólidas sulfuradas de cobre de otros elementos comerciales como el molibdeno, así como también de la ganga o material descartable. Finalmente, el proceso de espesamiento y filtrado permite reducir el porcentaje de humedad del concentrado de cobre. En la Figura 15 se presenta esquema con los procesos del procesamiento de sulfuros hasta su etapa de concentrado.

Esta etapa del procesamiento de minerales es extremadamente demandadora de energía eléctrica que se suministra a los Molinos, Cintas Transportadoras, Harneros, Bombas, Celdas de Flotación, Espesadores, Filtros y otros.


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Figura 15: Procesamiento de Sulfuros (CCM, 2018).

Chancado para Concentración

Para preparar la roca chancada para la Planta Concentradora, es necesario que el chancado entregue un tamaño de partícula más pequeña que lo que entrega en forma habitual el chancador primario que proviene de la mina, por lo que normalmente habrá un proceso de chancado secundario y a veces terciario para llegar al tamaño deseado requerido por los Molinos tradicionales, o como el caso mostrado en la Figura 15 en donde el mineral pasa al Molino SAG.

Del molino SAG el producto aceptado pasa a los molinos de bolas o molinos verticales y la parte rechazada del molino SAG pasa primero a un chancador de pebbles y después a los molinos de bolas o verticales.

Estos procesos de chancado son similares a los otros ya descritos y su demanda de energía es principalmente eléctrica para alimentar los motores de los chancadores, harneros y cintas transportadoras.

Molienda SAG y de Bolas

El Molino SAG (Semi-Autogenous Grinder) es un molino cilíndrico de gran diámetro y poca longitud que tiene dentro bolas de gran diámetro (entre 5 y 6”) las cuales permiten mediante los golpes de las bolas con el mineral reducir su tamaño hasta un tamaño apropiado para ingresar a los molinos tradicionales de bolas. Una menor parte del mineral no reducido totalmente por el SAG es enviada a una chancadora de pebbles logrando reducir el tamaño de esa fracción hasta el requerido por la molienda tradicional.


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Los Molinos de Bolas tradicionales es un cilindro giratorio al igual que el SAG, con la diferencia que estos son de menor diámetro que el anterior y de mayor longitud. También dentro del molino se introducen bolas que ayudan a través de su acción de golpe y atrición, disminuir el tamaño de la partícula de mineral hasta micrones. La principal diferencia de este proceso con el anterior es que en esta etapa por primera vez se trata el mineral con agua para generar una pulpa mineralizada con partículas de micrones.

Esta etapa del proceso es habitualmente el de mayor consumo energético por tonelada de mineral y la energía es la eléctrica que mueve los motores de molinos, de las cintas transportadoras, de los harneros y las bombas que impulsan las pulpas que salen de los molinos hacia los ciclones y posteriormente hacia las celdas de flotación.

Flotación

La pulpa de mineral con agua y otros componentes químicos como espumantes, floculantes y controladores del pH pasan a las Celdas de Flotación, en donde por primera vez desde la extracción del mineral desde la mina, es separada la partícula mineralizada más pequeña del resto de las partículas produciéndose así lo que se denomina concentración del mineral en estado sólido.

La Flotación es el proceso mediante el cual la pulpa de mineral con los elementos antes mencionados es depositada en Celdas en donde se les agita e inyecta aire para producir un burbujeo constante. Por la acción fisicoquímica de la tensión superficial que generan las burbujas de aire dentro de las celdas y los elementos químicos agregados, las partículas mineralizadas se adosan a las burbujas que termina flotando en la superficie generando una espuma superior que contiene en forma selectiva mayor cantidad de mineral que al inicio. Este proceso es repetido varias veces en cadena de celdas de flotación en donde en forma reiterativa la concentración del mineral va subiendo generándose así una solución bastante más rica en el mineral seleccionado concentrar.

Nuevamente en esta etapa del proceso la mayor energía aplicada es la eléctrica que alimenta los motores de los aireadores y los motores de los ejes de rotación de las celdas. En esta etapa también existen bombas, accionadas eléctricamente para trasladar algunos de los fluidos o pulpas.

Planta de Tratamiento de Relaves

El remanente de lo concentrado es el lastre o sobrante sin interés económico que tiene una gran cantidad de agua razón por la cual habitualmente se trata de recuperar el máximo de agua (recurso muy escaso en la minería) de estas soluciones, antes de enviar los residuos a los llamados tranques de relave.

La forma habitual de eliminación del agua es a través de grandes espesadores circulares en donde decanta el particulado en suspensión disminuyendo la cantidad de agua y aprovechando el agua más limpia para que sea parte del proceso nuevamente.

El desecho finalmente es depositado en los tranques de relave, en los cuales se deposita cada vez con menos agua el producto de descarte.

La energía aplicada en esta etapa es principalmente eléctrica para el movimiento de los motores de los espesadores y para las bombas cuando es necesario.


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Filtración

Así como el producto de desecho tiene una gran cantidad de agua incorporada, también el concentrado que sale de la recolección de las espumas de las celdas de flotación contiene agua que debe ser extraída para obtener un concentrado apto para ser transportado hacia las fundiciones o bien exportado como concentrado. Ambos casos se dan en Chile, en donde se exporta una gran cantidad de concentrado y se funde una fracción menor de ella.

Para filtrar es necesario hacer pasar la pulpa concentrada por filtros de distinta naturaleza, pero todos con una presión determinada para que se produzca el filtrado necesario y se genere el concentrado con cada vez menor cantidad de agua incorporada.

Nuevamente la energía aquí es la eléctrica que sirve para impulsar los motores de las bombas que enviarán el fluido a los distintos filtros.

Proceso de Fundición

El proceso de fundición consiste en llevar el concentrado de cobre desde su estado mineral de sulfuro con un 30 a 40 % de Cobre contenido, a un estado metálico de Cobre de alta pureza de sobre 99.5 % en los ánodos. Esto se realiza mediante distintas reacciones piros-metalúrgicas, que parten por la fusión del concentrado de cobre, que permite que, por medio de altas temperaturas, el mineral se funda y el mayor contenido de cobre se concentre, en lo que se conoce como metal blanco. Posteriormente, a través de conversión (inyección de oxígeno en convertidores), se eleva la pureza del cobre líquido que finalmente termina su proceso en la etapa de refinación. En la Figura 16 se esquematizan las etapas de la fundición.

Figura 16: Proceso de Fundición (CCM, 2018).


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Secado

El concentrado de cobre llega a la fundición con un remanente de humedad propia del proceso de flotación y filtrado anterior que es del orden de 6-8 % y mediante el secado se reduce su humedad a valores de 0.2-0.3 %.

El consumo energético externo es la energía eléctrica suministrada a los tambores giratorios secadores, mientras que la energía térmica es suministrada en forma interna (serpentín de transferencia de calor dentro del tambor) por vapor a 180°C proveniente de la recuperación de calor de los gases generados en el proceso de fusión y conversión. Otro consumo de electricidad es el correspondiente a los equipos colectores de polvo generados en el proceso de secado.

Fusión

El objetivo es someter al concentrado a altas temperaturas (1200°C) para lograr el cambio del estado sólido al líquido. La fase líquida compone los minerales presentes en el concentrado que se separan por su peso, quedando los más livianos en la parte superior conformando la escoria.

Actualmente este proceso se lleva a cabo a través de dos sistemas alternativos:

El Convertidor tipo Teniente y el Horno Flash, siendo esta último el de tecnología más moderna y más usado en las nuevas instalaciones.

Los tres productos de este proceso de fusión son: El Metal Blanco o Eje de alta ley (Cu2S, FeS) corresponde a la parte líquida más pesada en donde se encuentra el cobre en una proporción de 65 a 75 %; La Escoria que flota y que contiene principalmente FeO, Fe3O4, SiO2, Al2O3, CaO, MgO, Cu2O, otros. Los Humos y Gases que salen del horno cuyos contenidos son principalmente particulado fino que es arrastrado por las corrientes convectivas más O2, SO2, N2, CO, CO2, H2, H2O y otros, el cual es transformado en ácido sulfúrico como subproducto de la fusión.

Conversión

El líquido producido en la etapa anterior contiene una gran cantidad sulfuros de Cobre y que requieren ser transformados en cobre eliminando el azufre. Para esto se insufla aire enriquecido con oxígeno de manera de oxidar el azufre generando SO2 y liberando el cobre en este caso blíster el cual contiene además metales nobles como Oro, Plata, Platino y otros. La etapa de conversión produce cobre blíster de una pureza de 96%.

Piro-Refinación

La última etapa de piro-metalurgia es la Piro-Refinación en procesos batch, donde el metal que contiene aún algunas impurezas es nuevamente oxidado, escoriado y reducido inyectándole Gas Natural con Vapor de Aire, para finalmente ser vaciado en los moldes generando los Ánodos de Cobre de una pureza de 99,6%.

Proceso de electro-refinación

Consiste en la disolución electroquímica de ánodos de cobre provenientes del proceso de Fundición, posibilitando que el cobre de máxima pureza se deposite, en forma selectiva, sobre cátodos de cobre. Este proceso se asienta en las


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características de la electrólisis, que mediante la aplicación de corriente eléctrica permite refinar el cobre anódico y obtener cátodos de cobre de alta pureza (99,99 %).

La electro-refinación se realiza en celdas electrolíticas donde, de forma alternada, se ubican ánodos (provenientes de Fundición) y cátodos (que son planchas muy delgadas de cobre puro previamente elaboradas para el proceso) sobre una solución de sulfato de cobre denominada electrolito. El proceso que permite liberar el cobre anódico hacia cátodos de alta pureza también genera elementos que no se disuelven y que se depositan en el fondo de las celdas, formando lo que se conoce como barro anódico. Éste es tratado en una planta especial para extraer el contenido metálico (generalmente oro, plata, selenio, platino y paladio). Las actividades de este proceso van desde la fabricación de cátodos iniciales, pasando por la electro-refinación en celdas y el tratamiento del barro anódico. Tanto los cátodos finales como el barro anódico procesado son productos despachados directamente desde las refinerías para su comercio.

Figura 17: Proceso de Electro Refinación (CCM, 2018)

Servicios

La categoría Servicios corresponde a aquellas actividades que no se encuentran involucradas en los procesos productivos unitarios de la cadena de valor principal, pero que son necesarias para el desarrollo de la minería y poseen consumo energético de importancia como lo son: consumo energético en talleres, en campamentos, impulsión y desalación de agua, entre otros.

Campamento y talleres.

Los consumos eléctricos del campamento y talleres son permanentes y cíclicos. Dependen principalmente por la dotación de personal presente de acuerdo con los diferentes regímenes de turno y regímenes de mantenimiento.

El consumo eléctrico de los campamentos son generalmente iluminación, calefacción, aire acondicionado y agua caliente sanitaria; los que son función de la dotación de personal presente.


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Planta de desalinización e impulsión.

El proceso de desalinización o purificación de aguas generalmente se realiza mediante el proceso de osmosis reversa o compresión mecánica de vapor. Ambos procesos son operados mediante bombas y compresores eléctricos.

Estas plantas tienen por lo general una eficiencia de activo superiores al rango de 85 a 90%, dependiendo de la necesidad de cambios de membranas (para osmosis reversa) o limpieza de las cámaras de evaporación y condensación (para compresión mecánica de vapor), acorde con las calidades de las aguas que se traten.

El factor que incide en el consumo eléctrico de una planta de osmosis reversa o compresión mecánica de vapor es el caudal de tratamiento de agua.

Los factores que inciden en el consumo eléctrico de la impulsión de agua son: caudal, distancia de bombeo y diferencia de cota.

4.1.3.1.1. Sector Minero en Antofagasta En la Figura 18 se puede ver la demanda energética de todos los sub procesos del sector minero en Antofagasta para el año 2016:

Figura 18: Demanda total de energía por subproceso para el sector minero de Antofagasta en 2016.

Se observa que tres (3) categorías agrupan el 87% del total de la demanda energética: Mina Rajo abierto, Procesamiento de Óxidos y Concentración. La Figura 19 y Tabla 7 muestran las demandas de electricidad y combustibles para cada proceso de forma total y porcentual.

Se observa la clara predominancia de las tres categorías anteriormente mencionadas, y de la figura anterior, se desprende que para cada una de estas categorías hay un vector energético que prácticamente agrupa toda la demanda; Diésel con un 94% en Mina Subterránea, Electricidad con un 99% en Concentración y Electricidad con un 87% en Procesamiento de Óxidos.

Fundición y Refinería, tienen una demanda de 51% y 55% de ENAP 6 y Gas Natural respectivamente.


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Figura 19: Demanda de electricidad y combustibles para cada subproceso en el sector minero de Antofagasta el 2016.

Categorías Mina Rajo Abierto

Mina Subterránea Concentración Fundición Refinería Proc. de

Óxidos Servicios

Electricidad 716 5 4949.9 685.3 138.9 4653.3 1236.2 Diésel 11334 20.3 47.4 48.8 1.9 681.6 283.4 Otros Combustibles

6.7 0 0.5 779.2 170 0.8 23.5

Total 12056.7 25.3 4997.8 1513.3 310.9 5335.7 1543.2

Tabla 7: Demanda de electricidad y combustibles (GWh) para cada subproceso en el sector minero de Antofagasta el 2016.

4.1.3.1.2. Sector Minero en Atacama La demanda energética de todos los sub procesos del sector minero en Atacama para el año 2016 puede verse en la Figura 20, la Figura 21, y Tabla 8. Se observa que para Atacama un 33% de la demanda corresponde al proceso de Concentración, 33% a Mina (Rajo abierto y Subterránea) y un 34% agrupa el resto de los procesos. Esto difiere de la Región de Antofagasta y es una de las razones de porque en la tercera región la demanda de electricidad tiene una mayor participación que en la segunda (57% vs 48%).


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Figura 20: Demanda total de energía por subproceso para todo el sector minero de Atacama el 2016.

Figura 21: Demanda de electricidad y combustibles por subproceso en el sector minero de Atacama el 2016.


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Procesos Mina Rajo Abierto

Mina Subterránea Concentración Fundición Refinería Proc. de

Óxidos Servicios

Electricidad 82.2 93.9 1562.5 363.2 41.1 334.4 418.1 Diésel 1158.9 289.4 110.7 34.9 1.9 96 96 Otros Combustibles 1.7 0 0 368.3 0 0.7 0.1

Total 1242.7 383.3 1673.2 766.5 43 431 514.1

Tabla 8: Demanda de electricidad y combustibles (GWh) para por subproceso en el sector minero de Atacama el 2016.

4.1.3.2. SECTOR TRANSPORTE

El sector transporte es el segundo sector de mayor consumo de energía después de la minería, con Antofagasta y Atacama, representando respectivamente el 20% y 29% de la demanda de final de energía el 2016. La demanda está cubierta casi exclusivamente por diésel y gasolina como se ilustra en la Figura 22. La electricidad para Antofagasta y Atacama en el 2016 es menor al 0.1% por ende se asume despreciable.

Figura 22: La demanda de energía final para el sector transporte en Antofagasta y Atacama en 2016 en GWh.

[GWh/año] Antofagasta Atacama

Diésel 5,455 2,857

Electricidad 14 0.1

GLP 0.1 1.8

Gas Natural 0.3 -

Gas de Aviación 0.9 0.2

Gasolina de Motor 1,291 659

Kerosene de Aviación 677 12

Enap 6 2.7 /

Total 7,441 3,530

Tabla 9: Demanda de energía final para el sector transporte para ambas regiones en GWh en el año 2016.

La demanda es mayor para Antofagasta (7.441 GWh) que para Atacama (3530 GWh) lo cual concuerda con el número de habitantes y con el número de vehículos de transporte por carretera en ambas regiones. En Antofagasta existen 162.691 vehículos matriculados (INE Instituto Nacional de Estadisticas, Direccion Regional de Antofagasta) y en Atacama, 91.523 en el 2016 (INE Instituto Nacional


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de Estadisticas, Direccion Regional de Atacama), como puede verse en Figura 23.

Figura 23: Número de vehículos (transporte por carretera) de Antofagasta y Atacama en 2016.

El sector transporte se divide en varios sectores, por ejemplo, vial, ferrocarril, aéreo y marítimo. En ambas regiones, el transporte vial o por carreta, representa la mayor parte de la demanda de energía. Como puede verse en la Figura 24, los subsectores aéreos, ferrocarril y marítimos son casi inexistentes en Atacama y el transporte vial representa el 99,3% de la demanda final de energía, justificada en gran parte por los motores a gasolina y diésel (Figura 22). Por otra parte, en Antofagasta, el transporte aéreo contribuye alrededor del 9% de la demanda final de energía, justificando la participación de Kerosene de aviación en la Figura 22.

Figura 24: La demanda total de energía del sector transporte en Antofagasta y Atacama para los diferentes subsectores en el 2016.

La Tabla 10 destaca la participación de los vectores de energía (electricidad, gas natural y combustibles) para los diferentes subsectores de Antofagasta y Atacama. Como puede observarse, todos los subsectores son altamente dependientes de los combustibles en el año 2016, por lo tanto, se necesitarán esfuerzos significativos para alcanzar los objetivos del 100% RES al 2035.


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Antofagasta Atacama

Electricidad

Gas N

atural

Com

bustibles

Electricidad

Gas N

atural

Com

bustibles

Vial 0% 0% 100% 0% 0% 100%

Aéreo 0% 0% 100% 0% 1% 99%

Ferrocarril 1% 0% 99% / / /

Marítimo 16% 0% 84% 0% 2% 98%

Tabla 10: Proporción de vectores de energía (electricidad, gas natural y combustibles) de Antofagasta y Atacama en 2016.

4.1.3.3. SECTOR INDUSTRIAL

Este sector representa el 7% y 24% de la demanda total de energía en Antofagasta y Atacama, respectivamente, y el 6% y el 25% de la demanda total de electricidad.


Carbón 6 /

Coque de Petróleo 211 424

Diésel 1,615 338

Electricidad 940 1,179

GLP 6 1,148

Gas Natural 41 /

Kerosene de aviación 10 /

Enap 6 34 21

Total 2,862 3,109

Tabla 11: Demanda de energía final del sector industria por vector energético en 2016.


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4.1.3.3.1. Industria en Antofagasta La electricidad y el diésel son los vectores más importantes de energía para Antofagasta y, por tanto, las estrategias de optimización para la transformación renovable en el escenario 100% RES.

La mayor demanda de energía para la industria en Antofagasta, ocurre en los subsectores, acero y cemento, sin considerar las industrias varias4. El sector del cemento consume principalmente combustible el cual se utiliza en su totalidad para los hornos de fundición a base de coque. Esto hace de este un subsector muy contaminante de la industria y requiere grandes cambios para convertirse en 100% renovable en el 2035.

A diferencia de la industria del cemento, la demanda de energía del hierro y acero consiste sobre todo en electricidad. La fusión del metal se realiza mediante el suministro de electricidad a través de electrodos de grafito y energía térmica a partir de la combustión de diésel y otros combustibles. El gas natural se utiliza como agente reductor, donde se separa el oxígeno de la molécula de hierro para crear hierro puro.

Figura 25: Demanda de energía final para los diferentes vectores de energía para el sector industria en Antofagasta el 2016 (GWh).

4 El subsector de industrias varias agrupa las actividades relacionadas con agricultura, silvicultura, pesca, manufactura

y construcción, es decir, sección c y f del estándar internacional de clasificación de actividades económicas revisión 4 (United Nations Statistics Division, 2018).


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Figura 26: Consumo final de energía para la industria de diferentes subsectores en Antofagasta en el 2016 (GWh).

4.1.3.3.2. Industria en Atacama Electricidad y GLP son los energéticos con mayor participación en Atacama, razón por la cual son los que tendrán un mayor impacto en la transición al escenario 100% RES. El subsector con mayor consumo de energía es el cementero, sin considerar las industrias varias. El consumo de energía de este subsector, al igual que en Antofagasta, consiste principalmente en coque para los hornos.


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Figura 27: La demanda de energía final para los vectores energéticos del sector industrial en Atacama el 2016 (GWh).

Figura 28: Consumo de energía final para los subsectores industriales en Atacama el 2016 (GWh).


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4.1.3.4. SECTOR COMERCIAL, PÚBLICO Y RESIDENCIAL (CPR)

El sector CPR consiste en 4% y 5% de la demanda total de energía final de Antofagasta y Atacama, respectivamente. Debido a lo anterior se puede prever un impacto marginal sobre la transición al escenario 100% RES al 2035. Los vectores energéticos más importantes son la electricidad y GLP (Gas licuado de petróleo). En este subsector Antofagasta tiene un mayor consumo final de energía que Atacama, en línea con el número de habitantes de Antofagasta el cual es casi el doble que los de Atacama.

Figura 29: La demanda de energía final para el sector CPR de Antofagasta y Atacama en 2016 (GWh).


Biomasa 40 16

Diésel 163 141

Electricidad 892 347

GLP 450 171

Gas Natural 80 /

Kerosene 2 1

Kerosene de Aviación 12 /

Enap 6 16 1

Tabla 12: La demanda de energía final para el sector CPR por vector energético en 2016.


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4.2. Identificación y evaluación de las diversas estrategias de optimización disponibles

Se identificaron distintas estrategias de optimización están para la demanda en los diferentes procesos en cada subsector. Un ejemplo de una estrategia de optimización, que se explicará mejor en la sección 4.2.2, es cambiar los motores diésel por celdas de combustible para el transporte y los procesos mineros. Esto mejora la eficiencia y resulta en un aumento de la demanda de hidrógeno. Estas celdas de combustible no son parte de la producción de energía para las regiones de Antofagasta y Atacama, pero son parte de la demanda de hidrógeno de ambas regiones.

4.2.1. Eficiencia energética Durante los años 2023 y 2035, proyecciones de la CNE toman en consideración un cierto número de medidas de eficiencia energética sobre el consumo de electricidad. Estas medidas de eficiencias pueden encontrarse en (CNE Comision Nacional de Energia - Ministerio de Energia, 2017).

En la Tabla 13 se presenta un resumen de estos coeficientes los cuales representan el porcentaje de reducción del consumo de electricidad en comparación con la proyección de demanda eléctrica de la BNE. Por lo tanto, los valores positivos representarán una reducción en el consumo de electricidad y os negativos un aumento.

Año CPR Minería Industria Transporte

2023 0,9% 0,6% 0,6% -5,0%

2035 29,7% 10,5% 8,3% -6,7%

Tabla 13: Previsión de eficiencia energética para el consumo de electricidad por sector. Fuente: (CNE Comision Nacional de Energia - Ministerio de Energia, 2017).

Es importante aclarar que los escenarios BaU se construyeron tomando en consideración dichas mejoras de energía, pues estos valores se consideran proyecciones oficiales.

4.2.2. Estrategias de optimización – Enfoque sectorial En las siguientes subsecciones, se proponen estrategias de optimización para que los diferentes sectores alcancen el escenario 100% RES en 2035. Más específicamente, se presentan supuestos sobre cómo progresivamente hacer el cambio, desde el 2016 y 2023 al 2035, de los vectores de energía convencional a vectores de energía renovable (principalmente electricidad e hidrógeno). En el apéndice 7 se resumen todos los cambios para cada sector económico.


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4.2.2.1. MINERÍA DEL COBRE

Las categorías que agrupan los diferentes procesos del proceso de minería de cobre fueron descritas en la sección 5.1.3.1. La demanda energética de cada una de ellas requiere experimentar un cambio desde hoy hasta 2035 para cumplir con el objetivo de ser 100 % renovable. Cada categoría tendrá un objetivo de mediano plazo en 2023 antes de alcanzar el escenario 100% renovable al 2035.

El desafío de reemplazar la demanda eléctrica de la minería, por una producción 100 % renovable y 24/7 es abordado en la sección 4.3.2.1.2.

• Minería Rajo Abierto y Subterránea, la categoría Minería Rajo Abierto y Subterránea demanda un 94 % de Diésel y 6 % de Electricidad. El Diésel es usado en los equipos de prospección, excavaciones, movimiento y transporte de material como, perforadoras, cargadores frontales, bulldozers, camiones, etc. El consumo eléctrico se debe principalmente a la demanda de los motores eléctricos de la etapa de chancado primario. - 2023: Hidrógeno gaseoso puede ser mezclado con Diésel hasta un 60%

en volumen y ser usado en un motor de combustión interna con adaptaciones en el sistema de control/inyección (International Energy Agency, 2015). CORFO actualmente está llevando a cabo el programa “Dual-Fuel” para realizar los primeros pilotos con motores eléctricos y generadores diésel con inyección dual de Hidrógeno/Diésel para camiones de la gran minería. La demanda de electricidad puede ser reemplazada por fuentes 100% Renovables.

- 2035: Todos los motores de combustión interna y combustión dual, son reemplazados por celdas de combustible, que poseen una mayor eficiencia (50% versus un motor de 35-40%) (DOE Hydrogen Program, 2006). De esta manera la demanda de Diésel es removida por completo de los procesos mineros. Aquellas minas que se transformen de rajo abierto a subterránea verán un incremento en la electrificación de sus procesos. Dicha electricidad provendrá de fuentes 100 % renovables.

• Procesamiento de Óxidos, el consumo energético de los procesos de lixiviación, extracción por solvente y electro-obtención están dominados por el consumo eléctrico de un 87 % y en menor medida el consumo de Diésel, principalmente para el calentamiento del electrolito a temperaturas de entre 35 y 65°C (Chandia, Zaversky, Sallaberry, & Sánchez, 2016) - 2023: El consumo de Diésel será sustituido por energía solar térmica de

baja entalpía. La tecnología está madura y ya se está utilizando en algunas faenas mineras. El 100% de la electricidad es producida por fuentes renovables.

- 2035: Igual que en 2023.

• Concentración: esta etapa consume mayoritariamente electricidad (98%) para los procesos de molienda y flotación. - 2023: Cerca de un 30% del consumo de combustibles fósiles será

electrificado, con el objetivo de incrementar linealmente desde hoy al 2035 y alcanzar el escenario 100% renovable, como se observa en la Figura 2.

- 2035: 100 % de la demanda de combustibles fósiles será transformada a demanda eléctrica 100% Renovable.


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• Fundición: El proceso de Fundición consume aproximadamente 55% de combustibles fósiles (Principalmente ENAP 6 y Gas Natural) y 40% de Electricidad. Las tres principales etapas desde la entrada del concentrado hasta la producción de ánodos de cobre, correspondientes a los Hornos de Fusión, Conversión y Piro-Refinación, deberá transformarse en tecnologías limpias. Este cambio tecnológico es el más desafiante de la minería actual ya que las tecnologías como el convertidor tipo Teniente, Horno Flash y reactor Pierre-Smith están probadas y son estándares. Mayor investigación y desarrollo en la incorporación de energía solar e hidrógeno en estas etapas será fundamental para lograr la transición a una minería 100% verde. Debido a que el proceso de fundición ocurre en un ambiente oxidante, la utilización de hidrógeno en reemplazo de combustibles fósiles puede producir problemas de seguridad por en casos de un gran volumen de inyección. - 2023: 4% del volumen del combustible es reemplazado por hidrógeno, el

resto permanece igual. Este porcentaje corresponde al límite inferior de flamabilidad del hidrógeno y su limitación corresponde a problemáticas de seguridad (Vahid & Nader, 2012). La electricidad será generada con fuentes 100 % renovables.

- 2035: El consumo de combustible fósil para la etapa de fundición (1200 – 1300°C) es reemplazado 100% por tecnologías solares de concentración. Los hornos solares de tipo “Central Reciever” son capaces de producir las temperaturas necesarias para fundir el cobre y adicionalmente almacenar energía térmica para luego suministrarla durante la noche. (Chandia, Zaversky, Sallaberry, & Sánchez, 2016). La energía eléctrica provendrá de Fuentes 100% renovables. Nota: Las tecnologías solares térmicas tienen un gran potencial en chile debido a la alta irradiación normal directa. Debido a esto, este tipo de tecnologías son una sustitución válida para sustituir a los combustibles fósiles utilizados actualmente en los procesos térmicos. En el caso de la fundición, se requiere más desarrollo para poder integrar las tecnologías de concentración solar en los procesos mineros, sin embargo, ya existen algunos ejemplos:

. En Francia existe un horno solar, llamado Odeillo (54 m x 48 m), formado por 63 heliostatos que alcanzan temperaturas superiores a 3500°C. Este horno fue construido entre 1962-1968 (Odeillo solar furnace, 2017).

. Hoy en día, existen dificultades para almacenar calor a altas temperaturas, requisito primordial por la característica 24/7 del proceso minero. El almacenamiento mediante sales fundidas ha sido probado hasta 565°C, lo que todavía es muy bajo para la etapa de fundición. Sin embargo, se está investigando en la actualidad una nueva tecnología solar conocida como “Particle Heating Receiver” (PHR) que puede alcanzar a almacenar energía en temperaturas sobre los 1000°C. Esta tecnología utiliza partículas sólidas, que caen a través de un haz de radiación solar concentrada para la absorción directa de calor. Las partículas calentadas pueden almacenarse después en un tanque aislado. Esto fue investigado en Nuevo México, EE. UU. En 2012-2015 y la primera prueba comercial se realizará en Arabia Saudita (EurekAlert, 2018), (Ho, 2012).


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La etapa de piro-refinación utiliza gas natural para reducir los óxidos de cobre en cobre blíster. TRACTEBEL asumió que el 100 % del gas natural puede ser reemplazado por Hidrógeno en esta etapa tanto para 2023 como para 2035. El hidrógeno se utiliza actualmente para la reducción óxidos de hierro en la industria siderúrgica y tiene la ventaja de producir vapor de agua en vez de dióxido de carbono. El mismo principio puede ser utilizado en la industria del cobre, donde a reacción actual corresponde a:

• 4CuO + CH4 4Cu + 2H2O + CO2

mientras que la reacción con hidrógeno es la siguiente:

• CuO + H2 Cu + H2O

• Electro Refinación: muy similar al proceso de electro-obtención, esta etapa es intensiva en consumo eléctrico para producir las reacciones electrolíticas en las celdas de reacción. Normalmente el electrolito es calentado mediante el intercambio de calor con agua caliente o vapor de agua. Estos últimos son generados mediante calderas que consumen petróleo o gas natural para generar el calor. - 2023: Toda la energía eléctrica es generada a partir de energía renovable

y el gas natural utilizado en las calderas es sustituido por energía solar térmica

- 2035: igual que al 2023.

• Servicios, en esta categoría las principales áreas de consumo energético son los campamentos, desalinización e impulsión de agua. La planta de desalinización e impulsión consume principalmente electricidad. Los campamentos consumen aproximadamente el 75% de electricidad y el 25% de combustible, principalmente diésel. - se asumió que, para la planta de desalinización y la impulsión de agua, la

electricidad puede cambiarse al 100% de electricidad renovable. Para los campamentos, se considera la misma suposición y para el Diésel se asume una mezcla con hasta un 60% de hidrógeno en generadores diésel con motores eléctricos y energía solar térmica para el calentamiento de los campamentos (Escuela de Negocios de Michigan Ross, 2017)

- 2035: Se supuso que, además de tener un suministro de electricidad 100% renovable, los motores de combustión interna son reemplazados por celdas de combustible a hidrógeno. La calefacción de los campamentos se sustituye por energía solar térmica.

4.2.2.2. TRANSPORTE

Los diferentes subsectores (terrestre, ferroviario, marítimo y aéreo) del sector transporte en Chile se discuten en la sección 4.1.3.2. Cada subsector debe someterse a un cambio desde la actualidad al 2035 en su demanda de energía para cumplir con el objetivo de renovables 100%. Cada subsector tendrá una meta intermedia en 2023 antes de llegar a los 100% renovables.


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4.2.2.2.1. Vial El subsector carretero está compuesto por diferentes tipos de vehículos, como vehículos de pasajeros, transporte público (autobús o taxi), camiones y vehículos especializados. Debido a su respectivo uso (kilometraje diario, es decir, número de horas de operación al día, turnos de operación, torque requerido, etcétera), la transición a la meta de 100% renovable necesita ser distinguido.

• Vehículos de pasajeros: vehículos de pasajeros son progresivamente reemplazados por los vehículos eléctricos. - 2023: supone una asimilación lineal de los vehículos eléctricos a partir de

la actualidad al 2035 (es decir, alrededor del 30% en 2023). - 2035: se supone que todos los vehículos serán eléctricos. Vehículos

eléctricos tienen una mayor eficiencia que un motor a combustión interna (alrededor de 20 kWh/100km para los vehículos eléctricos frente a unos 55,5 kWh/100km para los coches de gasolina), lo que contribuirá a disminuir la demanda de energía final. La electricidad requerida puede ser 100% renovable sin requerir diésel/gasolina.

• Transporte Público / Camiones / Vehículos especializados: se considera una estrategia diferente para el resto del subsector vial. Debido a su alto kilometraje diario, alto torque requerido, gran número de horas de funcionamiento cada día, turnos, etc., estos vehículos son reemplazados progresivamente por los vehículos a hidrógeno en lugar de eléctricos. - 2023: una transición hacia vehículos basados en hidrógeno se logra

progresivamente a través de realizar una reconversión del motor para que se pueda utilizar blending de hidrógeno. Esta reconversión (de camiones, vehículos especializados, etcétera) para funcionar con blending de hidrógeno es un primer paso hacia la hidrogenación del sector del transporte, que es mucho más factible en el plazo de 2023 que una introducción masiva de nuevos vehículos que usen celda de combustible. En el motor que utiliza diésel, este puede ser reemplazado por hidrógeno hasta un 60% (International Energy Agency, 2015) con algunas adaptaciones menores necesarias para el motor, sobre todo en el sistema de control. En el motor de gas natural, este puede ser reemplazado por hidrógeno hasta un 100%, también con modificaciones menores.

- 2035: Todo el transporte público / camiones / vehículos especializados se sustituyen por células de combustible, que tiene una mayor eficiencia (alrededor de 280 kWh/100km para camiones con celdas de combustible de hidrógeno versus 400 kWh/100km para los camiones a diésel). Esta acción también se identifica como herramientas de optimización para reducir la demanda de energía.


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De los datos recogidos en el informe de estado actual (ver sección 4.1), ninguna información relevante podría encontrarse en la relación entre los diferentes tipos de vehículos en el consumo total del subsector vial (es decir, participación de vehículos particulares frente a transporte público, etcétera). Esta relación influirá directamente en el escenario de 100% RES ya que los vehículos de pasajeros son cambiados eléctricos, mientras que las otras subcategorías (por ejemplo, transporte público, camiones y vehículos especializados) cambiados a hidrógeno. Basado en la demanda final de energía del transporte por carretera en ambas regiones en el año 2016 (ver Figura 24), la proporción de vehículos particulares podría evaluarse asumiendo un promedio anual de distancia recorrida, 20.000 km/año (Mercurio, 2015) y un consumo promedio de 6 l/100 km para los vehículos particulares. El resto se atribuye a vehículos públicos de transporte/camiones/especializados. Conociendo la exacta proporción entre ellos no es relevante, ya que la misma estrategia se aplicará a todos (es decir, el cambio progresivo al hidrógeno). La Figura 30 ilustra esta situación para Antofagasta y Atacama. Se asume que esta proporción se modificará en el futuro.

Figura 30: Participación del consumo de vehículos de pasajeros en sector-secundario de transporte por carretera de

Antofagasta y Atacama.

4.2.2.2.2. Ferroviario Aquí otra vez dos tipos de transiciones pueden ser considerados para el ferrocarril: electrificación basada en energías renovables o hidrogenación. Sin embargo, como puede verse en la Tabla 10, el sector ferroviario chileno depende casi exclusivamente de combustibles en el año 2016. Una automatización profunda sería necesaria por lo tanto implicaría grandes inversiones para construir una nueva infraestructura electrificada. En tal situación, la hidrogenación del ferrocarril es mucho más justificada.

• 2023: no se ha previsto ningún cambio de los combustibles convencionales. • 2035: El 50% de los trenes son reemplazados por celdas de combustible, que

tienen una mejor eficiencia que los motores diésel.

4.2.2.2.3. Marítimo / Aire No se prevé un cambio de los combustibles convencionales para estos subsectores.


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4.2.2.3. INDUSTRIA

La industria hoy existe como tres subsectores principales, que son el cemento, el hierro y el acero, e industrias varias. Sin embargo, TRACTEBEL ve otros dos desarrollos industriales interesantes, la primera es la industria del cátodo de litio, donde Corfo ha declarado que las empresas Molymet, Samsung SDI Co Ltd y Posco, invertirían en las industrias del cátodo de litio y que dentro de dos años ya deberían producirse 57,078 ton/año. (Corfo, 2017) El segundo posible desarrollo comercial para Antofagasta es la introducción de una planta de amoniaco que utilice hidrógeno verde.

4.2.2.3.1. Cemento La industria del cemento consume principalmente coque y algo de electricidad (4-22%) para la trituración y molienda en una planta de cemento. El coque se usa en el horno, donde el cemento se calienta hasta 1.450 °C. Otra fuente importante de CO2 además del coque utilizado en el horno es la calcinación, donde la piedra caliza se convierte en cal, que es un proceso donde se emiten grandes cantidades de CO2, que representa el 50% de las emisiones totales de CO2 de una planta de cemento (Rubenstein, 2012). Por lo tanto, este CO2 de esta reacción química solo puede eliminarse mediante la captura de CO2, que sigue siendo un proceso muy costoso de alrededor de 100-124 $/ton de cemento (Irlam, 2017) o al encontrar una alternativa para la piedra caliza. Este informe se enfocará más en el consumo de energía de la planta de cemento.

• 2023: El coque puede ser reemplazado por combustibles alternativos, como biomasa, neumáticos viejos, desechos industriales, aserrín, huesos de animales y grasas. (International Finance Corporation, 2017) En Europa en la actualidad, algunas plantas de cemento ya han reemplazado hasta un 60% del consumo de combustible con estos combustibles alternativos. Las dificultades radicarán en la recolección de la biomasa. Por lo tanto, se supone que hasta el 30% del combustible puede ser reemplazado por combustibles alternativos para el 2023. El hidrógeno será difícil de implementar sin algunos ajustes importantes necesarios en el equipo debido a la baja transferencia de calor por radiación. (Hoenig, 2007)

• 2035: Para 2035 se supone que el 60% del combustible puede ser reemplazado con estos combustibles alternativos, lo mismo que se hace hoy en Europa mediante la optimización de la gestión de residuos industriales y la recolección de biomasa, y el otro 40% con energía solar térmica. (Swaminathan & Nadhipite, 2017)

4.2.2.3.2. Hierro y acero Existe una industria de hierro y acero en Antofagasta, que en su mayoría consume electricidad y gas natural como agente reductor. Algo de Diésel también se usa para calentar.

• 2023: Suponemos que el gas natural puede ser reemplazado en un 30% por hidrógeno como reemplazo del agente reductor. El Diésel puede ser reemplazado por biomasa también alrededor del 30%. Esto se basa en un aumento lineal entre 2018 y 2035, ver la Figura 2. La electricidad será completamente renovable.


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• 2035: Para 2035 suponemos que el Diésel puede ser completamente reemplazado por biomasa, como el carbón o el bioaceite (pirolisis lenta versus rápida) (Suopajärvi, 2011) (Helle, Helle, Pettersson, & Saxén, 2013)) y el gas natural por hidrógeno. Posiblemente, habrá algo de combustible restante (que no sea gas natural y diésel).

4.2.2.3.3. Industrias Varias Como se mencionó anteriormente, las diversas industrias representan respectivamente el 72% y el 85% de la demanda final de energía del sector industrial (ver la Figura 26 y Figura 28) para Antofagasta y Atacama, representando en total cerca de 5.5% y 21.5% del total demanda de energía.

El subsector de diversas industrias agrupa las actividades relacionadas con la agricultura (por ejemplo, Subsole: producción de frutas de mesa en el valle de Copiapó en Atacama), fabricación (por ejemplo, Enaex: producción de explosivos) y construcción5. Una gran parte de la demanda de energía está cubierta por diésel, GLP y otros combustibles la Figura 31).

Figura 31: Vectores energéticos en varias industrias para Antofagasta y Atacama (2016).

Electricidad: La electricidad puede ser reemplazada por electricidad 100% renovable6.

• GLP y otros combustibles: Se supone que el GLP y otros combustibles se utilizan para procesos industriales. - 2023: para 2023, se considera una sustitución lineal de GLP y otros

combustibles por hidrógeno (es decir, alrededor del 30%). - 2035: para 2035, Tractebel supone que el GLP y otros combustibles

pueden reemplazarse completamente por hidrógeno.

5 Sección A/C y F de la Clasificación Internacional Normalizada de Actividades Económicas Revisión 4 (United Nations Statistics Division, 2018)

6 Ya se han emprendido iniciativas, por ejemplo, en el valle de Copiapó en Atacama para impulsar el riego de la industria frutícola (IDB, 2011) con energía renovable.


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• Diésel: se supone que el consumo de diésel está relacionado en parte con los vehículos7 (50%) y con los procesos industriales (50%). - Vehículos Relacionados: debido al uso inherente de los vehículos en la

fabricación, construcción, etc. (alto torque requerido, etc.), la introducción de un motor eléctrico podría presentar desventajas (Giles & Biggs, 2018). Por lo tanto, recomendamos un cambio a hidrógeno. 2023: La transición a vehículos de hidrógeno y biocombustibles se lleva

a cabo progresivamente a través del motor reconvertidos para blending de hidrógeno (alrededor del 30% de los vehículos) y mezcla de biocombustibles (alrededor del 30% de los vehículos). En el motor a base de diésel, el diésel podría ser reemplazado por hidrógeno hasta en un 60% (International Energy Agency, 2015) con algunas modificaciones menores necesarias para el motor, principalmente en el sistema de control. El diésel también puede ser reemplazado por un 20% de biodiésel sin ninguna modificación (Giles & Biggs, 2018).

2035: Todos los vehículos son reemplazados por vehículos eléctricos de celda de combustible.

- Procesos industriales relacionados: 2023: Para 2023, se considera un reemplazo lineal de diésel por

hidrógeno (es decir, alrededor del 30%). 2035: Para 2035 se considera que el diésel puede ser completamente

reemplazado por hidrógeno.

4.2.2.3.4. Cátodo de litio Como se mencionó anteriormente, la industria del cátodo de litio se introducirá en los cuatro escenarios. La industria de producción de cátodos de litio consume principalmente electricidad y parcialmente algo de combustible para obtención de calor. El consumo exacto por tonelada de cátodo depende de las características de este.

• 2023: La electricidad será reemplazada por electricidad renovable, mientras que el consumo de combustible se mantendrá como está.

• 2035: Para el año 2035, el consumo de combustible será completamente reemplazado por la energía solar térmica de alta temperatura entre 500 y 1,000 °C.

4.2.2.3.5. Amoniaco En los escenarios 100% RES, TRACTEBEL ve una oportunidad para 2035 - 100% RES. En lugar de importar amoníaco (ENAEX lo importa para la fabricación de Nitrato de Amonoio para la producción de explosivos para la industria minera), Chile podría construir una planta de amoniaco verde la cual consuma hidrógeno producido con electricidad renovable. ENAEX tiene una capacidad nominal de producción de nitrato de amonio de 850 kton, lo que se traduce en una demanda de 181 kton/año de amoníaco. Por lo tanto, TRACTEBEL ve una oportunidad de negocio para construir una planta de amoníaco de tamaño promedio de 400 kton/año, donde la producción adicional de amoniaco podría usarse en la agricultura o como producto de exportación.

7 Vehículos motorizados en construcción y fabricación (por ejemplo, equipos de carga, grúas, camionetas, camiones

de transporte, etc. (Enaex, 2015) sectores, etc


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• 2035: La producción de amoníaco se introduce para el escenario 2035 - 100% RES, con el consumo de electricidad renovable e hidrógeno verde.

4.2.2.4. COMERCIAL, PÚBLICO Y RESIDENCIAL

Para el CPR, la demanda de energía consiste principalmente en electricidad y combustible, siendo GLP la mayoritaria.

• 2023: se supone que el 15% del combustible se convertirá en energía solar térmica a baja temperatura (Michigan Ross School of Business, 2017) y otro 15% a electricidad. Este cambio a electricidad se produce con la introducción de bombas de calor, lo que además produce una mejora de la eficiencia. En resumen, el 30% del combustible convencional se desplaza a renovable, lo que corresponde a los supuestos de la Figura 2.

• 2035: se supone que el 50% de la demanda de combustible puede convertirse en energía solar térmica de baja temperatura y el otro 50% en electricidad a ser utilizada por una bomba de calor, lo que resulta en un menor consumo de energía debido a la eficiencia mejorada por la bomba de calor.

4.3. Diseño y modelamiento de los escenarios

4.3.1. BaU 2023 – 2035

4.3.1.1. DEMANDA ELÉCTRICA

4.3.1.1.1. Visión global Como se mencionó anteriormente, la demanda de electricidad proyectada para el escenario BaU se basa en las proyecciones oficiales del ministerio. La Figura 32 muestra una comparación de estas proyecciones para Antofagasta, Atacama y RoC.

Figura 32: Demanda de electricidad proyectada para las regiones de Antofagasta y Atacama en comparación con el resto del país.


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Se puede observar que la contribución relativa a la demanda total de las dos regiones se mantiene prácticamente constante durante ambos períodos analizados, con Antofagasta y Atacama representando alrededor del 20% y 6% de la demanda total de electricidad en el país, respectivamente. Como se mostrará en las siguientes secciones, ambas contribuciones provienen principalmente de la actividad minera.

Un resumen con el crecimiento de las diferentes regiones con respecto a 2016 se encuentra en la Tabla 14. Cabe destacar que Antofagasta y Atacama no serán las regiones líderes en términos de crecimiento de la electricidad en ninguno de los años analizados. Para el 2023 se estima un crecimiento del 20% para ambas regiones, que es menor que el crecimiento total del país con una proyección de aumento del 30%. La misma situación ocurre en 2035, donde el crecimiento total esperado para el país del 90% es más alto que el crecimiento del 81% y el 65% de Antofagasta y Atacama, respectivamente.

BaU 2023 2035

Antofagasta 20 % 81 %

Atacama 20 % 65 %

RdC 34 % 94 %

Demanda Total 30 % 90 %

Tabla 14: Coeficientes de crecimiento de la demanda de electricidad para escenarios BaU para el país.

Como se puede ver en la Figura 33 y la Figura 34, para ambas regiones, el sector minero representa fracción más importante de la demanda eléctrica. Durante el 2016, esta participación correspondió al 87% de la demanda total de electricidad de Antofagasta, mientras que para Atacama este sector representa el 65%. Para los próximos años, la participación de electricidad de Antofagasta en el sector minero se mantendrá igual en el 2023, para aumentar hasta 89% en el 2025, mientras que en Atacama esta proporción disminuirá a 61% y 59%, respectivamente. Debido a la importante participación que tiene el sector minero en la demanda total de estas regiones, este sector se evaluará en detalle analizando el consumo energético de los diferentes procesos y las posibles medidas de eficiencia energética que puedan aplicarse.

Figura 33: Demanda eléctrica para Antofagasta dividida por Sector.


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En Antofagasta (Figura 33) el crecimiento más relevante en términos de demanda total, proviene del sector minero, que evolucionará de 12,400 GWh en el año 2016 a 22,900 GWh en el 2035, aproximadamente un aumento del 85%. En segundo lugar, el sector CPR, experimentando un aumento de 890 GWh en 2016 a 1.790 GWh en 2035, es decir, más del 100% de aumento. Finalmente, la industria experimentará un crecimiento del 16%, de 940 GWh en 2016 a 1.090 GWh en 2035. Cabe destacar que se espera que el sector de CPR superará la demanda industrial al final del período de proyección.

En el caso de Atacama (Figura 34), en términos de demanda total, el sector minero experimentará un aumento del 48%, de 2.900 GWh en 2016 a 4.290 GWh en 2035. La industria ocupa el segundo lugar, experimentando un crecimiento de 60% de 1.180 GWh a 1.880 GWh hacia el 2035. Los autores también observan que el sector CPR experimenta un importante crecimiento del 229%, de 350 GWh en 2016 a 1.140 GWh en el 2035. En la Tabla 15 se presentan los coeficientes de crecimiento por sector y regiones.

Figura 34: Demanda eléctrica para Atacama dividida por sector.

BaU Antofagasta Atacama

2023 2035 2023 2035

CPR +41% +100% +129% +229%

Minería +20% +85% +13% +48%

Industria 0% +16% +7% +60%

Transporte 120% +191% +120% +191%

Tabla 15: Coeficientes de crecimiento de la demanda de electricidad para los escenarios de BaU.

En las siguientes secciones, se discuten los pasos principales para obtener las proyecciones específicas de cada para el escenario BaU en 2023 y 2035.


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4.3.1.1.2. Minería Como se mencionó anteriormente, la demanda de electricidad, junto con los perfiles horarios, para los años 2023 y 2035 para el sector minero se construyeron sobre las proyecciones de BNE (CNE Comision Nacional de Energia - Ministerio de Energia, 2017) y los perfiles de carga locales de TSO.

Estos perfiles se construyeron de acuerdo con los siguientes pasos:

1) Construcción del perfil unitario por hora: tanto para Antofagasta como para Atacama se construyó un perfil de demanda de electricidad. Este perfil representa la demanda total del sector (MWh) horaria durante todo un año. Para la construcción se estimaron perfiles unitarios mensuales, es decir, la demanda mensual total es equivalente a la unidad (es decir, 1 MWh).

2) Recolección y extrapolación de datos: para ambas regiones, estos perfiles unitarios se construyeron considerando los datos del 2016 proporcionados por el Coordinador (es importante destacar que la data del 2016 se presenta separada por el SING8 y SIC9). Para Antofagasta, los datos se extrajeron directamente del SING, el cual presenta la data de forma horaria. Alternativamente, para Atacama los perfiles horarios de consumo por cliente, provenientes del SIC, no estaban disponibles por ende el mismo perfil unitario de Antofagasta se extrapoló a esta región.

3) Para cada región y para ambos horizontes del estudio, los perfiles unitarios se escalaron a valores mensuales de acuerdo con las proyecciones de BNE, siguiendo el procedimiento equivalente descrito en la sección 3.2. Los perfiles resultantes siguen los valores proyectados del BNE pero replican el peculiar comportamiento horario registrado durante el año 2016.

4) Los datos se corrigieron considerando irregularidades (como huelgas de trabajadores, etc.) que pueden no representar una operación típica durante un año.

4.3.1.1.3. Transporte La construcción de los perfiles para este sector sigue exactamente la metodología anterior aplicada para el sector minero. Dicha metodología se puede resumir de la siguiente manera:

1) Definición de un perfil unitario, como se mencionó anteriormente para la minería.

2) Perfil unitario de Antofagasta construido siguiendo los datos directos del SING. Extrapolación del mismo perfil para la región de Atacama.

3) Escalamiento de perfil siguiendo las proyecciones de BNE para 2023 y 2035, siguiendo el procedimiento de la sección 3.2.

4) Filtrado y corrección de datos no representativos

8 SING: Sistema interconectado del Norte Grande.

9 SIC: Sistema interconectado Central.


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4.3.1.1.4. Industria Los perfiles para el sector industrial se construyeron siguiendo el mismo procedimiento. Sin embargo, las proyecciones de BNE fueron menores que los datos reales del 2016. La demanda anual se calculó tomando los coeficientes de crecimiento esperados del BNE para los años 2023 y 2035 y aplicándolos al valor inicial del 2016. Adicionalmente, se consideran las industrias futuras como el Amoniaco y la explotación del Litio, discutidas en la sección 4.2.2.3.4 y la sección 4.2.2.3.5.

El resumen del procedimiento es el siguiente:

1) Perfil horario normalizado a un año. 2) El perfil precedente se construyó utilizando datos del SING para Antofagasta

y extrapolados a Atacama. 3) Escalado de perfil según las previsiones de BNE. 4) Las industrias potenciales se agregaron a la demanda anterior como un perfil

constante por hora. 5) Se realizó el filtrado y la corrección de datos no representativos.

4.3.1.1.5. Comercial Público Residencial (CPR) CPR sigue la misma metodología que los dos sectores anteriores

1) Perfil horario normalizado a un año. 2) Perfil unitario de Antofagasta construido siguiendo los datos provistos por

SING. Extrapolación del mismo perfil para la región de Atacama. 3) Escalamiento de perfil siguiendo las proyecciones de BNE para el 2023 y

2035, siguiendo el procedimiento de la sección 3.2. 4) Filtrado y corrección de datos no representativos.

4.3.1.1.6. Factores de escalamiento Las proyecciones oficiales de la demanda eléctrica del Ministerio de Energía corresponden a las informadas en el PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017) parar los próximos 30 años. Para que las estimaciones realizadas por TRACTEBEL coincidan con estas proyecciones, se aplica el siguiente procedimiento:

• Los coeficientes de crecimiento para la demanda total de electricidad del país se extraen de la proyección oficial.

• Para cada año, se aplica un único factor de escala a los perfiles de demanda proyectados de Antofagasta, Atacama y RdC. Estos coeficientes se calculan inversamente, para que coincidan con los coeficientes de crecimiento oficiales para el 2023 y el 2035 (ver sección 3.3.1).


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4.3.1.2. DEMANDA DE ENERGÍA

4.3.1.2.1. Visión global Además de las proyecciones sobre la demanda eléctrica para Antofagasta y Atacama siguiendo un escenario BaU para el 2023 y el 2035, también es importante evaluar cómo evolucionará la demanda total de energía de ambas regiones en el mismo horizonte (estas proyecciones serán el punto de partida del escenario 100% RES). Con base en las demandas proyectadas para BaU (2023 y 2035), se propondrá un reemplazo de combustibles convencionales por electricidad renovable e hidrógeno verde para alcanzar el objetivo 100% RES en 2035. Para lograrlo, se usarán las estrategias de optimización y las estrategias de cambio presentadas en la sección 4.2 lo cual se analizará con más detalle en la sección 4.3.1.3.

La Figura 35 ilustra la evolución esperada de la demanda total de energía del 2016 al 2023 y 2035, siguiendo un escenario BaU. Para Antofagasta, se espera que la demanda total de energía aumente alrededor de 32% para el 2023 y alrededor de 64% para el 2035. Por otro lado, se espera que Atacama experimente un aumento aún mayor de su demanda total de energía con 41% para el 2023 y 86% para el 2035.

Figura 35: Demandas de energía proyectadas para BaU a lo largo de los años.

La Figura 36 distingue las proyecciones de electricidad de las proyecciones de combustible. Como se puede ver, de acuerdo con un escenario BaU, se espera que el combustible represente una proporción significativa de la demanda total de energía para ambas regiones en el 2023 y el 2035, lo que reafirma la necesidad de un escenario 100% RES.


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Figura 36: Demanda de energía final del BaU para Antofagasta y Atacama para 2023 y 2035.

Las proyecciones para la demanda total de energía (Figura 35) se obtuvo sumando las proyecciones para la demanda de electricidad y las proyecciones para todos los demás combustibles (Figura 36). Contrario a la electricidad, no se pudo encontrar proyecciones futuras sobre demanda de combustible por sector. Por lo tanto, se considera la siguiente metodología:

• Los coeficientes de crecimiento para los combustibles se generan y diferencian por región (Antofagasta/Atacama), por sector (CPR, Minería, Industria) y por año de proyección (2023/2035).

• Para cada región-sector-año dado, se aplicará el mismo coeficiente de crecimiento a todos los combustibles.

• Como punto de partida, se aplican los mismos coeficientes de crecimiento para la electricidad, basados en las proyecciones de (CNE Comision Nacional de Energia - Ministerio de Energia, 2017) y los coeficientes de crecimiento de electricidad proyectados del PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017). Este supuesto presenta una gran incertidumbre al considerar una similitud en la evolución de la demanda de combustible y la eléctrica, sin embargo, al utilizar los mismos coeficientes de crecimiento de la electricidad nos permite mantener la coherencia dentro de los diferentes sectores de una región determinada y un año determinado.


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• En el PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017) se presentan las proyecciones para la demanda total de energía entre 2016 y 2046. Basados en el caso de ALTA proyección de la demanda de energía, los coeficientes de crecimiento esperados para la demanda total en Antofagasta son 32% para el 2023 y 64% para el 2035, y en Atacama 41% para el 2023 y 86% para 2035.

• Para un año y región determinada se aplica un factor de corrección a los coeficientes de crecimiento de la demanda de combustible para que coincidan con los coeficientes de crecimiento esperados para la demanda total de energía.

Esta metodología se aplica a los sectores de CPR, minería e industria. En cambio, para el sector del transporte, se utiliza un crecimiento promedio anual en el consumo de energía de transporte del 1.2%/año (EIA - US Energy Information Administration, 2018).

BaU Antofagasta Atacama

2023 2035 2023 2035

CPR +81% +84% +193% +203%

Minería +54% +70% +85% +142%

Industria +28% +7% +76% +161%

Transporte +9% +25% +9% +25%

Tabla 16: Coeficientes de crecimiento de la demanda de combustible para escenarios BaU.

En las siguientes secciones, se realiza un análisis más profundo para cada sector, considerando la demanda total de energía, y más específicamente, el ratio esperado entre la electricidad y los combustibles. A partir de esta información, se pueden extraer conclusiones sobre los sectores en los que centrarse para alcanzar el objetivo 100% RES.

De la Figura 37, se puede apreciar como los sectores de minería y transporte seguirán desempeñando un papel significativo en la demanda final de energía para Antofagasta y Atacama. Sin embargo, también se puede observar que, para Atacama, la contribución del sector industrial seguirá aumentando e incluso superará al sector del transporte.

Además, se observará que el combustible seguirá representando una parte considerable de la demanda final de energía en todos estos sectores. Por lo tanto, tiene sentido centrarse primero en el sector minero, seguido del transporte, la industria y finalmente el CPR.


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Figura 37: Demanda final de energía esperada por sector en 2023 y 2035, para BaU.

[GWh/año] 2016 2023 2035

CPR 1,654 2,639 3,193

Minería 25,783 35,509 45,636

Industria 2,792 3,701 3,872

Transporte 7441 8,105 9,357

Tabla 17: Demanda final de energía esperada para cada sector para los escenarios BaU para Antofagasta.

[GWh/año] 2016 2023 2035

CPR 677 1,762 2,140

Minería 5,054 7,244 9,518

Industria 3,087 4,625 6,888

Transporte 3,531 3,838 4,429

Tabla 18: Demanda final de energía esperada para cada sector para los escenarios BaU para Atacama.


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4.3.1.2.2. Minería Para el año 2035, se espera que la demanda final de energía del sector minero aumente un 77% para Antofagasta y un 88% para Atacama (utilizando el año 2016 como base). La razón se debe a un aumento de la capacidad instalada en las minas para lograr abastecer la producción de cobre, que se espera aumente debido a la proyección de demanda futura, las menores leyes de cobre, minerales cada vez de mayor dureza y mayores distancias desde la extracción hasta la planta de producción (Slavin, 2016).

Figura 38: Demanda final esperada de energía para el sector minero en 2023 y 2035 para BaU.

4.3.1.2.3. Transporte En comparación con el 2016, se espera que la demanda final de energía del sector del transporte aumente un 25% y 26% para Antofagasta y Atacama para el 2035 respectivamente. Se puede notar que en Antofagasta, a pesar de que aumenta la participación de electricidad 2.8 veces desde el 2016 al 2035 (CNE Comision Nacional de Energia - Ministerio de Energia, 2017), el aporte sigue siendo marginal sobre la demanda total de energía. Tractebel cree que se puede obtener una participación mucho mayor a través de una introducción masiva de vehículos eléctricos para pasajeros lo cual será discutido en la sección 4.3.1.3.


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Figura 39: Demanda final de energía esperada para el sector del transporte en 2023 y 2035 para BaU.

4.3.1.2.4. Industria En comparación con el 2016, se espera que la demanda final de energía para el sector industrial aumente un 39% y 123% para Antofagasta y Atacama al 203510. Este significativo aumento en el sector industrial para la región de Atacama se puede justificar debido a que, primero, como se puede ver en la Figura 33 y la Figura 34, se espera que el sector industrial experimente un mayor aumento de la demanda eléctrica en Atacama que en Antofagasta. Segundo, la demanda total de energía también espera experimentar un mayor incremento en Atacama que en Antofagasta, de acuerdo con la proyección alta del PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017).

10 Cabe destacar que estas cifras incluyen el aumento debido a la introducción de la industria del cátodo de litio en

ambas regiones.


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Figura 40: Demanda final de energía esperada para el sector industrial en 2023 y 2035 para escenario BaU.

4.3.1.2.5. Comercial Público Residencial En comparación con el 2016, se espera que la demanda final de energía aumente un 93% y un 216% para Antofagasta y Atacama, respectivamente, al 2035.


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Figura 41: Demanda final de energía esperada para el sector de CPR en 2023 y 2035 para escenario BaU.

4.3.1.3. GENERACIÓN ELÉCTRICA

Como se indicó anteriormente, para el escenario BaU se utilizará los resultados del PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017), específicamente el escenario C. La expansión de capacidad modelada resulta en las inversiones por tecnología ilustradas en la Figura 42 y resumidas en la Tabla 19.

Aunque no se establecieron restricciones a las emisiones de CO2 para este escenario BaU, las nuevas inversiones se realizan exclusivamente en fuentes de energía renovables. Las inversiones están dominadas por la energía eólica en Antofagasta y por PV en Atacama. La Tabla 19 muestra los números detallados por tecnología.

Figura 42: Capacidad invertida para los escenarios de BaU


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Cap. Inv. [MW] Antofagasta Atacama

2023 2035 2023 2035

Eólico 406 577 404 0

PV 0 0 429 1,768

Tabla 19: Capacidad invertida para los escenarios de BaU.

Las nuevas inversiones dan como resultado la combinación de capacidad instalada ilustrada en la Figura 43 y detallada en la Tabla 20, para el año 2023 y 2035. Como se puede ver, la capacidad instalada en Antofagasta sigue dominada por combustibles fósiles, incluso al 2035. Por otro lado, en Atacama la capacidad instalada estará cada vez más dominada por las fuentes de energía renovables como la solar fotovoltaica.

Figura 43: Capacidad instalada para el escenario BaU en 2035.

Capacidad Instalada [MW]

Antofagasta Atacama

2023 2035 2023 2035

Carbón 2,634 2,634 693 693

Combustible diésel 965 965 456 456

Energía Eólica 705.5 1,283 689 689

GNL 1,224 1,224 0 0

Otros 17.5 17.5 0 0

Solar PV 738 738 1,397 3,165

Geotermia 24 24 0 0

Solar CSP 110 110 0 0

Fuel Oil 198 198 58 58

Tabla 20: Capacidad instalada para los escenarios BaU.


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El mix de generación anual de energía se ilustra en la Figura 44 y se resume en la Tabla 21, para el año 2023 y 2035. Las tendencias en Antofagasta y Atacama son opuestas. En Antofagasta, la participación de la electricidad renovable disminuye levemente de 23.6% a 22.5%, mientras que en Atacama, aumenta de 57.5% a 67.4%. Para ambas regiones combinadas, esto se traduce en una participación renovable de 34.7% en el 2023 y 38.3% en el 2035.

Figura 44: Mix de generación para el escenario BaU.

Generación Electricidad [GWh]

Antofagasta Atacama

2023 2035 2023 2035

Carbón 14,881 19,265 3,919 5,073

Combustible Diésel 0 2 0 1

Energía eólica 1,858 3,524 1,815 1,893

GNL 0 2,778 0 0

Otros 147 147 0 0

Solar PV 1,873 2,024 3,545 8,680

Geotérmica 166 166 0 0

Solar CSP 755 755 0 0

Fuel Oil 0 119 0 35

Participación RES [%] 23.6 22.5 57.7 67.4

Tabla 21: Mezcla de generación para el escenario BaU.


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El balance anual de exportación/importación por región para Antofagasta, Atacama y el resto de Chile (RdC) se ilustra en la Figura 45 y se resume en la Tabla 22. Ambas regiones son exportadores netos de energía en el 2023 y en el 2035. Poniendo en perspectiva ambos horizontes, la exportación anual de electricidad aumenta marginalmente para Antofagasta, mientras que casi se duplica para Atacama. Esto se traduce en una disminución en la exportación de electricidad para Antofagasta, y en un aumento de la cuota de exportación para Atacama. Como resultado, la participación combinada de exportación de electricidad para Antofagasta y Atacama aumenta del 24% en el 2023 al 25,6% en el 2035.

Figura 45: Saldo regional anual de exportaciones e importaciones para los escenarios BaU.

Antofagasta Atacama Resto de Chile

Año 2023 2035 2023 2035 2023 2035

Exportación [TWh/año] 2.4 2.5 4.8 9.2 / /

Participación en la exportación

de energía [%] 12.3 8.5 47.3 55.7 / /

Importación [TWh/año] / / / / 24.7 11.7

Tabla 22: Balance de exportación/importación regional para el escenario BaU.


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4.3.2. 100 % RES 2023 – 2035

4.3.2.1. DEMANDA DE ENERGÍA

4.3.2.1.1. Visión Global Para lograr los cambios necesarios para abastecer la demanda con energía 100% renovable al 2035, se necesitarán estrategias de optimización para transformar los vectores de energía convencionales en vectores de energía renovable. Cada sector y su estrategia de transformación a un escenario renovable se explican en la sección 4.2.2. En esta sección se mostrarán los resultados y se podrá observar como disminuye la demanda total de energía al cambiar a un escenario 100% renovable. El impacto de los diferentes escenarios sobre la demanda total de energía se ilustra en la Figura 46. Con los cambios hacia una matriz renovable, podemos observar una participación RES de 64.1% y 52.9% para Antofagasta y Atacama, respectivamente, al 2023. En el 2035, la participación renovable aumenta a 97.9% y 99.8% para Antofagasta y Atacama, respectivamente.

Se puede observar en la Figura 46, Tabla 23 y Tabla 24, que la demanda de energía para el escenario 100% RES al 2023 es levemente menor que para el escenario BaU al 2023 (un 0.9% menor para Antofagasta y 1.8% menor para Atacama). Esto se debe a la mejor eficiencia energética de la demanda, por ejemplo, con la electrificación del sector del transporte. La mayor reducción en Atacama se explica por el hecho de que el transporte representa una mayor parte de la demanda total de energía que para Antofagasta (ver Figura 37).


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Figura 46: Comparación de la demanda final total de energía esperada para los diferentes años y los dos escenarios.

Total [GWh/año] 2016 2023

BaU 2023 RES

2035 BaU

2035 RES11

Electricidad 14,231 17,486 17,733 26,580 27,546

Combustible 23,399 32,395 17,779 35,404 1,132

Hidrógeno / / 12,493 / 22,382

Biomasa 40 72 222 73 223

Solar térmico / / 1,256 / 3,386

Tabla 23: La demanda total de energía final esperada en Antofagasta.

Total [GWh/año] 2016 2023

BaU 2023 RES

2035 BaU

2035 RES

Electricidad 4,421 5,321 5,484 7,329 7,961

Combustible 7,912 12,102 8,088 15,598 0

Hidrógeno / / 2,987 / 8,697

Biomasa 16 47 288 48 713

Solar térmico / / 316 / 2,314

Tabla 24: La demanda total de energía final esperada en Atacama.

11 En el escenario 100% RES para 2035, se ha incluido en Antofagasta una planta de amoniaco de 400 kton / año y

su consumo relacionado de electricidad e hidrógeno.


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En 2035, además de alcanzar un sistema con casi 100% de energía renovable en Antofagasta y Atacama, se logra una importante reducción en el consumo de energía debido a mejoras de eficiencia energética. Algunos ejemplos de medidas de eficiencia energética son la introducción de celdas de combustible de hidrógeno y vehículos eléctricos con batería, que tienen una mayor eficiencia en comparación con los motores convencionales. La reducción total en la demanda de energía es del 12% para Antofagasta y del 15% para Atacama. La Figura 47 ilustra el consumo total de energía para los diferentes escenarios desde 2016 hasta 2035.

Figura 47: La evolución de la demanda total de energía final en Antofagasta y Atacama a lo largo de los años.

4.3.2.1.2. Minería La demanda final de energía esperada para el sector minero se ilustra en la Figura 48 y se resume en la Tabla 25. Con las estrategias de optimización explicadas en la sección 4.2.2, en el sector minero, se logra objetivo de abastecer la demanda solo con fuentes renovables al 2035 para ambas regiones. En el 2023, la participación RES es de un 76% y 72% en Antofagasta y Atacama, respectivamente.


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Figura 48: La demanda final de energía esperada para el sector minero para el escenario RES.

[GWh/año] 2016 2023 BaU

2023 RES

2035 BaU

2035 RES

Antofagasta 25,783 35,509 35,493 45,636 39,650

Atacama 5,054 7,244 7,205 9,518 8,226

Tabla 25: La demanda energética final esperada del sector minero en Antofagasta y Atacama.

En el 2023, el diésel es parcialmente reemplazado por hidrógeno, debido al blending de hidrógeno en los motores de combustión interna, que se utiliza para los procesos mineros y servicios adicionales. Además, para la refinería, el gas natural puede ser completamente reemplazado por hidrógeno al 2023.

Para el 2035, los combustibles fósiles son completamente reemplazados por hidrógeno en los procesos mineros y servicios adicionales, lo que implica un aumento en la eficiencia debido, por ejemplo, a la introducción de celdas de combustible que reemplazan los motores de combustión interna. Para el proceso de fundición y SX-EW donde existe demanda de calor, el combustible es reemplazado por energía solar térmica. El tipo de energía solar térmica va a diferir dependiendo del requerimiento de temperatura de cada proceso. Para la fundición se requieren temperaturas del orden de 1450°C por ende se podrían utilizar sistemas tipo receptor central y plato, en cambio para proceso de SX-EW, se requiere temperaturas en el rango de 35-65° demanda que se puede abastecer con colectores de placa plana o colectores cilindros parabólicos (Rimawi). La demanda eléctrica se cambiará a electricidad renovable para los escenarios 2023 y 2035.


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4.3.2.1.3. Transporte La demanda final de energía esperada para el sector transporte se ilustra en la Figura 49 y se resume en la Tabla 26. Con las estrategias de optimización explicadas en la sección 4.2.2¡Error! No se encuentra el origen de la referencia., se logra un 82% y 99% de participación renovable para el transporte al 2035 para Antofagasta y Atacama, respectivamente. En Atacama se puede alcanzar una mayor participación de las fuentes de energía renovable que en Antofagasta debido a que Atacama casi no tiene demanda de energía relacionada con el transporte aéreo/ferroviario/marítimo (ver la Figura 24), subsectores en los que no se prevén cambios. El subsector aéreo y ferroviario representan casi el 13.5% de la demanda de energía del sector transporte en Antofagasta, lo que explica el remanente de combustible fósil al 2035. En el 2023, ya se logra el 15% y el 17% de la participación renovable para el sector transporte en Antofagasta y Atacama, respectivamente.

Figura 49:La demanda final de energía esperada para el sector de transporte para el escenario RES.


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Se puede observar que la demanda de hidrógeno experimenta un aumento más pronunciado entre 2023-2035 que entre 2016-2023. Esto se debe a que para el año 2023, solo una parte de los vehículos de transporte públicos, camiones y vehículos especializados serán reacondicionados para operar con blending de h2. Por otro lado, para el 2035, todos estos vehículos se han cambiado a celdas de combustible. En la Tabla 26 se puede observar como la demanda total de energía al 2035 es menor que al 2016 para el escenario 100% RES, tendencia que no se cumple al 2023 debido a las siguientes razones:

• En el 2023, los vehículos eléctricos de pasajeros se introducen progresivamente (alrededor del 30%), lo que contribuye a una demanda energética ligeramente menor (debido a la inclusión de motores eléctricos con mayor eficiencia que los motores de combustión interna). La introducción de blending de h2 en vehículos de transporte público, camiones y vehículos especializados contribuirá a reducir las emisiones de CO2, pero no la demanda de energía, ya que la eficiencia se mantiene sin cambios. Estas estrategias de optimización no son suficientes para contrarrestar el aumento de la demanda de energía del sector transporte.

• Por otro lado, en el 2035, todos los vehículos de pasajeros son eléctricos, y todos los vehículos de transporte público, camiones y vehículos especializados se cambian a celdas de combustible. Ambas tecnologías contribuyen a la reducción de la demanda de energía, lo que balancea el aumento de la demanda.

[GWh/año] 2016 2023 BaU

2023 RES

2035 BaU

2035 RES

Antofagasta 7,441 8,105 7,787 9,357 6,278

Atacama 3,531 3,838 3,665 4,429 2,748

Tabla 26: La demanda energética final esperada del sector del transporte en Antofagasta y Atacama.

4.3.2.1.4. Industria Con las estrategias de optimización explicadas en la sección 4.2.2, en el sector industrial, se logra objetivo abastecer la demanda solo con fuentes renovables al 2035 para ambas regiones. En el 2023, la participación renovable es de un 53% y 48% en Antofagasta y Atacama, respectivamente. En el 2023 y en el 2035, se introduce al sector industrial la producción de cátodos de litio, mientras que la industria del amoniaco solo se introduce en el 2035 para el escenario 100% RES. La introducción de una planta de producción de amoníaco disminuye la dependencia energética de Chile, lo cual fortalece la posición de Chile en el mercado internacional de amoníaco, al ser un potencial exportador de amoníaco verde.

En la Tabla 27 se puede observar que la demanda de energía del sector industrial en Antofagasta experimenta un aumento no despreciable al 2035 para el escenario 100% RES en comparación con el escenario BaU, el cual no considera la producción de amoniaco verde. De hecho, la producción de amoníaco verde implica, entre otras cosas, una demanda adicional de hidrógeno, como se ilustra en la Figura 50.


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Figura 50: La demanda final de energía esperada para el sector industrial para el escenario RES.

[GWh/año] 2016 2023 BaU

2023 RES

2035 BaU

2035 RES

Antofagasta 2,790 3,701 3,700 3,872 6,015

Atacama 3,087 4,625 4,625 6,888 6,757

Tabla 27: La demanda energética final esperada del sector industrial en Antofagasta y Atacama.

4.3.2.1.5. Comercial Público Residencial Como se explicó en la sección 4.2.2.4, hay un cambio de combustible a energía solar térmica de baja temperatura y electricidad con la introducción de bombas de calor. Como resultado, tanto para Antofagasta como para Atacama, se logra una participación de 100% fuentes renovables al 2035. Para el 2023, se logra una participación renovable de 63% y 61% para Antofagasta y Atacama respectivamente.


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En la Tabla 28 se puede observar que la demanda de energía del sector CPR aumenta significativamente entre 2016 y 2023, así como entre 2023 y 2035. Para el escenario 100% RES se espera que esta demanda de energía aumente más que para los escenarios de BaU, debido a las estrategias de optimización del escenario 100% RES.

Figura 51: La demanda final de energía esperada para el sector de CPR para el escenario 100% RES.

[GWh/año] 2016 2023 BaU

2023 RES

2035 BaU

2035 RES

Antofagasta 1,654 2,639 2,504 3,193 2,726

Atacama 677 1,762 1,667 2,140 1,807

Tabla 28: La demanda energética final esperada del sector de RCP en Antofagasta y Atacama.

4.3.2.2. DEMANDAS DE HIDROGENO Y ELECTRICIDAD RESULTANTE

La Tabla 29 resume las estrategias de optimización introducidas en cada sector para transformar los vectores de energía convencionales en vectores de energía renovable, para alcanzar el escenario 100% RES al 2035. Como se explicó anteriormente, los dos principales vectores de energía previstos para lograr este objetivo son la electricidad renovable y el hidrógeno verde.


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Además, estas medidas conducen a una demanda total de electricidad de 27,546 GWh para Antofagasta y 7,961 GWh para Atacama, lo que da como resultado una demanda total de electricidad de 35,507 GWh en 2035. De manera similar, la demanda total de hidrógeno es de 22,382 GWh en Antofagasta y 8,697 GWh para Atacama, lo que resulta en una demanda anual total de 31,079 GWh en 2035, como se resume en la Tabla 30. En términos de producción anual de hidrógeno12, esto resulta en 671.5 kton/año para Antofagasta y 260.9 kton/año para Atacama como se resume en la Tabla 31.

[GWh/y] Antofagasta Atacama

2016 2023 2035 2016 2023 2035

CPR 892 1,316 1,987 347 834 1,283

Minería 12,385 14,879 22,910 2,895 3,282 4,394

Industria 940 1,328 1,904 1,179 1,270 1,899

Transporte 14 210 745 0 98 385

Total 14,231 17,733 27,546 4,421 5,484 7,961

Total sin transporte 14,217 17,523 26,801 4,421 5,386 7,576

Tabla 29: La demanda final de energía esperada de cada sector para los escenarios de RES en Antofagasta y Atacama.

[GWh/y] Antofagasta Atacama 2016 2023 2035 2016 2023 2035

CPR / / / / / /

Minería / 11,080 14,136 / 1,744 2,622

Industria / 490 3,840 / 732 3,745

Transporte / 924 4,406 / 510 2,330

Total / 12,493 22,382 / 2,987 8,697

Tabla 30: La demanda esperada de H2 en Antofagasta y Atacama para los escenarios RES.

[kton/y] Antofagasta Atacama 2016 2023 2035 2016 2023 2035

CPR / / / / / /

Minería / 332.4 424.1 / 52.3 78.7

Industria / 14.7 115.2 / 22.0 112.4

Transporte / 27.7 132.2 / 15.3 69.9

Total / 374.8 671.5 / 89.6 260.9

Tabla 31: La demanda esperada de hidrógeno de cada sector para los escenarios de RES en Antofagasta y Atacama.

4.3.2.3. GENERACIÓN DE ENERGÍA

La visión del escenario 100% RES toma suposiciones disruptivas en comparación con el escenario BaU:

• Restricción de cero emisiones de CO2 en Antofagasta y Atacama,

12 33 kWh/kg de hidrógeno (HyWeb - The Hydrogen and Fuel Cell Information System)


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• Modificación de la demanda eléctrica, como se analiza en detalle en la sección 4.3.2.2.

• Demanda exógena de hidrógeno, que proviene debido al cambio de combustibles convencionales a hidrógeno.

• Mayores precios de combustibles fósiles, según las proyecciones ALTA del PELP.

• Reducciones de costos de inversión para PV, CSP y Eólico, siguiendo el escenario B del PELP. El costo de inversión en baterías (con una relación E2P de 6 horas) proviene del escenario bajo del BNEF.

• Un impuesto a las emisiones de CO2 que aumenta en el tiempo, como en el caso + Alto de PELP, en lugar de un valor actual de 5 $/ton.

Las nuevas inversiones en el escenario de RES se ilustran en la Figura 52 y se resumen en la Tabla 32. La inversión total en capacidad instalada es sustancial, con más de 40 GW de nueva capacidad acumulada que se invertirá para el 2035 en el sistema, en comparación con 4 GW en el escenario BaU.

En el escenario 100% RES, el modelo invierte principalmente en PV, CSP y baterías. En este escenario, la inversión principal de la batería se realiza en Atacama para hacer frente a la inminente variabilidad asociada al PV desplegado. La combinación de PV, baterías y CSP ofrece una operación como carga base renovable de bajo costo para el sistema. Por lo tanto, el modelo invierte casi en su totalidad en esta combinación costo-eficiente de activos renovables.

Figura 52: Capacidad invertida para el escenario 100% RES.


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Capacidad Invertida [MW] Antofagasta Atacama Total

2023 2035 2023 2035 2023 2035

Baterías 12 7 337 2,807 349 2,814

Viento 0 0 2 0 2 0

PV 49 13,209 10,305 4,845 10,3054 18,063

CSP 4,316 3,762 0 574 4,316 4,336

Total 4,377 16,978 10,644 8,226 15,021 25,204

Tabla 32: Capacidad invertida para los escenarios de RES.

Las nuevas inversiones y los planes de decomisionamiento dan como resultado una capacidad instalada total como se ilustra en la Figura 53 y se resume en la Tabla 33. En el mix de generación de energía ilustrada en la Figura 54 y resumida en la Tabla 34 al 2035 se puede observar que si bien existe capacidad de generación en base a combustibles fósiles, estos no se utilizan debido a la restricción de cero emisiones. Esta es una de las razones por las cuales se necesita instalar más capacidad en el escenario de 100% RES en comparación con el escenario de BaU.

Además, en la Figura 54, se muestra la energía renovable no despachada (Curtailment) del escenario 100% RES en gris, energía que debe restarse de la generación anual para obtener la generación de energía neta real. La cantidad de Curtailment del escenario 100% RES es importante, sin embargo, es parte de la combinación costo-óptima de la generación y almacenamiento de energía para un sistema que incluye la producción de hidrógeno.

Figura 53: Capacidad instalada para el escenario RES.


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Capacidad instalada [MW]

Antofagasta Atacama

2023 2035 2023 2035

Batería 12 19 337 3,144

Biomasa 0 0 0 0

Carbón 2,297 2,297 694 694

Viento 471 471 195 195

Fuel oil 390 390 525 525

Gas Natural 2,157 2,157 0 0

Geotermia 24 24 0 0

Hidro 2 2 1 1

PV 848 14,057 11,281 16,126

CSP 4,426 8,188 0 574

Tabla 33: Capacidad instalada para el escenario RES.

Figura 54: Mezcla de generación para el escenario RES en 2035.

Generación anual de energía

2035 [TWh/y] Antofagasta Atacama

Energía Eólica 1.1 0.4

Geotérmica 0.1 0.0

Energía Hídrica 0.0 0.0

PV 34.2 50.9

CSP 60.2 4.0

Curtailment 10.7 8.6

Tabla 34: Generación anual de energía para el escenario 100% RES.


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4.3.2.3.1. Foco en Antofagasta En la Figura 55 se puede observar la generación total presentada de forma semanal en Antofagasta para el escenario 100% RES al 2035. La generación anual muestra el comportamiento estacional del PV y CSP y a diferencia del BaU, este depende completamente de energía renovable de base para la noche (almacenamiento de energía de CSP y baterías).

El modelo dimensiona las capacidades de PV y CSP para satisfacer la demanda eléctrica y de hidrógeno en temporadas de baja radiación (invierno) por lo que el Curtailment, asociado casi en su totalidad a la energía solar, ocurre principalmente en la temporada de verano. Esta energía no despachada es parte de una solución de costo-óptima, ya que un cierto volumen cuesta menos que una menor capacidad instalada renovable, pero más inversión en almacenamiento.

Figura 55: Generación anual de electricidad agregada semanal en Antofagasta para el escenario 100% RES en 2035.

Al igual que el caso BaU, la demanda se divide en cuatro categorías:

• Demanda regional de energía () • Energía exportada a otras regiones (); • Demanda atribuida a la recarga de las baterías (); • Demanda asignada a la producción de Hidrógeno ()

En la Figura 56 se puede observar la demanda total presentada de forma mensual en Antofagasta para el escenario 100% RES al 2035. Se puede apreciar como existe una cantidad importante de exportación renovable hacia las otras regiones. Además, a pesar del curtailment existente (Figura 55), la inversión en baterías es limitada debido a su alto costo de inversión. La demanda de electricidad para la producción de hidrógeno es similar a la demanda de electricidad no relacionada al hidrogeno. La demanda de hidrógeno es plana


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durante todo el año, lo que es una consecuencia directa de las suposiciones tomadas en el modelo.

Figura 56: Consumo anual agregado de electricidad semanal en Antofagasta para el escenario RES en 2035.

Para comprender el despacho óptimo de los electrolizadores, el perfil de demanda de electricidad horaria para una semana típica de verano se ilustra en la Figura 57. Se puede observar que el hidrógeno se produce durante el día, coincidiendo con la producción PV, activos que proporcionan la energía renovable de menor costo en Antofagasta. Esto demuestra que es más costo-eficiente sobredimensionar los electrolizadores para producir hidrógeno durante el día con energía fotovoltaica, que producir hidrógeno de base con energía suministrada por una combinación PV y CSP (los costos adicionales del sobredimensionamiento de los electrolizadores se compensan por el menor costo de energía PV durante las horas de sol).

Figura 57: Demanda eléctrica horaria para una semana de verano en Antofagasta para el escenario 100% RES en 2035.


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4.3.2.3.2. Foco en Atacama En la Figura 58 se puede observar la generación total presentada de forma semanal en Atacama para el escenario 100% RES al 2035. La generación anual muestra el comportamiento estacional del PV, en donde se repite la existencia de curtailment durante la temporada de verano. La capacidad fotovoltaica suministra toda la electricidad requerida durante el día, complementada por la energía almacenada en baterías y un poco CSP durante la noche.

Figura 58: Generación anual de electricidad agregada semanal en Atacama para el escenario 100% RES en 2035.

En la Figura 59 se puede observar la demanda total presentada de forma mensual en Atacama para el escenario 100% RES al 2035. Se puede apreciar como existe una cantidad importante de exportación renovable hacia las otras regiones. Además, a pesar del curtailment existente (Figura 58), existe una capacidad sustancial de almacenamiento con baterías que agregan flexibilidad al sistema para contrarrestar la estacionalidad de generación del PV. La demanda eléctrica para la producción de hidrógeno es superior a la demanda de electricidad no relacionada con hidrógeno.

Figura 59: Consumo anual agregado de electricidad semanal en Atacama para el escenario RES en 2035.


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Para comprender el despacho óptimo de los electrolizadores, el perfil de demanda de electricidad horaria para una semana típica de verano se ilustra en la Figura 60. Se puede observar que el hidrógeno se produce durante el día, coincidiendo con la producción PV, activos que proporcionan la energía renovable de menor costo en Atacama (similar a Antofagasta). Debido a la matriz principalmente solar en Atacama, se puede ver como la participación relativa del hidrógeno en el consumo total es mayor comparada con la de Antofagasta.

Figura 60: Consumo de electricidad por hora durante una semana de verano en Atacama para el escenario RES en 2035.

4.3.2.3.3. Foco en Resto de Chile (RdC) En la Figura 61 y la Figura 62 se muestra el perfil anual de demanda y generación agregada por mes. Se observa que existe una alta importación de energía desde las regiones del norte las cuales son excedentarias, caracterizadas por una alta participación de PV y CSP o PV y baterías que les permite tener energía renovable de base para exportar al RdC.

Figura 61: Generación de electricidad mensual en RdC para el escenario 100% RES en 2035.


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Figura 62: Demanda de electricidad mensual en RdC para el escenario 100% RES en 2035.

En la Figura 63 se muestra el perfil de demanda horaria para una semana de verano del RdC. Similar al BaU, se observa un peak de demanda claro durante el mediodía, impulsado por la actividad industrial y las cargas de enfriamiento las cuales coinciden perfectamente con la producción energía solar, tanto en forma diaria como estacional.

Figura 63: Perfil de demanda eléctrica durante una semana de verano en RdC para el escenario 100% RES en 2035.

Como se discutió en la sección 4.3.2.3 se debe enfatizar que la exportación de energía de las regiones del norte al RdC es sensible a la cantidad de energía renovable efectivamente generada en el RdC, así como la operación real de las hidroeléctricas en esta región. Ambos factores pueden influir sustancialmente en la cantidad de energía que se importa desde Antofagasta y Atacama

4.3.2.3.4. Flujos de energía interregionales Como se discutió en la sección anterior, la gran cantidad de CSP y PV en Atacama y Antofagasta producen importantes flujos de energía entre las regiones. El balance neto de importación y exportación para cada región se ilustra en la Figura 64 y se resume en la Tabla 35.


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En la Figura 65 se observa el desglose de los flujos por región, en el cual los valores positivos corresponden a exportaciones y los valores negativos importaciones. Antofagasta exporta gran cantidad de energía a Atacama y al RdC. Como se discutió anteriormente, la energía exportada puede atribuirse completamente a la producción de PV y CSP, combinación costo-eficiente comparada con las demás tecnologías.

Figura 64: Balance de importación y exportación para el escenario 100% RES en 2035.

Antofagasta Atacama Resto de Chile

Exportación neta [TWh/año] 29.0 25.3 /

Participación en exportación de

producción [%] 34.1 54.3 /

Importación neta [TWh/año] / / 54.3

Tabla 35: Balance regional de exportación e importación para el escenario 100% RES en 2035.

Figura 65: Importaciones netas para el escenario RES en 2035.


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El comportamiento de importación/exportación de las regiones es bastante mayor en el escenario 100% RES comparado al BaU. Antofagasta y Atacama ahora exportan más energía hacia el RdC. Las importaciones anuales de Atacama aumentaron ligeramente con respecto al escenario BaU, principalmente debido a las importaciones de energía de base durante la noche. Estas exportaciones de las regiones del norte al RdC se ven influenciadas por 1) la capacidad instalada renovable del RdC, y 2) la operación real de las hidroeléctricas. Sin embargo, desde el punto de vista de las regiones del norte, se muestra el tremendo potencial de energía renovable a ser exportada hacia al RdC.

4.3.2.4. DISCUSIÓN

4.3.2.4.1. Selección y dimensionamiento de tecnologías Los datos presentados son el resultado de un modelo costo-óptimo de expansión de capacidad de largo plazo, basado en un mercado perfecto y suposiciones de despacho lineales. Obviamente estos supuestos afectan la selección y el tamaño de cada una de las tecnologías consideradas, como por ejemplo el almacenamiento considerado del CSP, en donde se utilizó un ratio E2P y un perfil de generación fijo de acuerdo a (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017). Este es un modelo conservativo para el CSP sin embargo puede ser optimizado para aprovechar de mejor forma su flexibilidad.

Estas suposiciones afectarán la complementariedad de la energía hidroeléctrica en RdC y la energía solar de PV y CSP en las regiones del norte. La inherente dificultad de realizar una predicción perfecta dará lugar a restricciones en los activos hidroeléctricos lo cual se traducirá a una menor flexibilidad estacional de estos, reduciendo las sinergias con la energía solar.

Como el alcance del estudio es la transición energética de las regiones del norte, los esfuerzos se centraron en la región de Antofagasta y Atacama. Una evaluación más detallada y en profundidad de las oportunidades renovables en el RdC podría generar oportunidades que compitan con el potencial solar del norte. Por lo tanto, se debe enfatizar que el estudio se realizó enfocado en las regiones del norte. En consecuencia, este estudio muestra cuál podría ser la oportunidad de descarbonizar las regiones del norte, así como mostrar también la oportunidad del norte en ser un exportador de energía renovable al RdC.

4.3.2.4.2. Impacto de la hidrología Dada la gran participación hidroeléctrica en el RdC, se realizó un análisis de sensibilidad sobre el impacto de la hidrología en el escenario 100% RES al 2035. A partir de 52 muestras hidrológicas históricas, se seleccionó el P05 para representar un año seco y el P95 para un año lluvioso. Las inversiones resultantes y la combinación de generación para el año seco y el año lluvioso se ilustran en la Figura 66 y la Figura 67, respectivamente.


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Figura 66: Impacto de la hidrología en las inversiones para el escenario 100% RES en 2035.

Figura 67: Impacto de la hidrología en la combinación de generación del escenario 100% RES en 2035.

Como se puede ver, la hidrología afecta tanto la capacidad instalada como el mix de generación. Para ambas regiones, un año seco resulta en una menor capacidad instalada de PV, y un año lluvioso en una mayor instalación PV. Esta diferencia en la capacidad instalada se debe a la necesidad de importar energía para el RdC, donde la flexibilidad de los activos hidroeléctricos se puede utilizar para complementar el perfil de producción fotovoltaica.

En Atacama, un año seco resulta con una mayor inversión en CSP al 2035, contrario a lo que sucede en un año lluvioso donde disminuye la inversión en CSP. Esto se debe a la mayor necesidad de importación del RdC, lo que justifica la inversión en CSP también.


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4.3.3. Principales resultados de ambos escenarios

4.3.3.1. DEMANDA

El panorama de la demanda de energía en Antofagasta y Atacama para los diferentes escenarios se ilustra en la Figura 68. En general, la demanda de energía aumenta hasta el 2035, principalmente debido a un aumento en las actividades mineras e industriales. El escenario 100% RES en 2035 requiere menos energía que el BaU, debido a un aumento adicional en la eficiencia. Esto se debe principalmente a la introducción de celdas de combustible en los vehículos de pasajeros, camiones y vehículos especiales.

Al comparar el escenario BaU y 100% RES para el 2023, se nota como una parte significativa de la demanda de combustible es ya reemplazada por hidrógeno (25% para Antofagasta y 17% para Atacama). Al 2035, casi todo el combustible es reemplazado por hidrógeno, energía solar térmica y electricidad. Como resultado, una cantidad significativa de la demanda final de energía es suministrada por hidrógeno en el 2035 para el escenario 100% RES (41% para Antofagasta y 45% para Atacama).

Figura 68: Resumen de la demanda de energía en Antofagasta y Atacama para los diferentes escenarios.

Para el escenario 100% RES en 2035, la demanda de electricidad representa el 50% en Antofagasta y el 41% en Atacama, en comparación con el 43% y 32% para el escenario BaU. Esto se debe principalmente al cambio de todos los vehículos de pasajeros a electricidad para el escenario 100% RES en 2035. Además, se introduce demanda de energía térmica para el escenario 100% RES en 2035, utilizado para algunos procesos en la industria minera.

4.3.3.2. GENERACIÓN

La Figura 69 y la Figura 70 comparan la nueva capacidad instalada y el mix de generación para los diferentes escenarios. Para los escenarios BaU y 100% RES, la capacidad recién instalada está dominada por las energías renovables.

La capacidad instalada total para el escenario 100% RES es mucho más alta que para el escenario BaU, debido a:

• En el escenario 100% RES, en el norte no existe generación de energía con combustibles fósiles debido a la restricción emisiones de CO2. Esta capacidad de generación obsoleta debe ser reemplazada por generación renovable.


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• Hay una demanda de electricidad más alta para el escenario 100% RES, lo que aumenta aún más la generación de energía renovable.

• Existe una demanda de electricidad adicional para el h2 producido por los electrolizadores, aumentando la generación de energía renovable.

Figura 69: Comparación de inversiones en nueva capacidad para BaU y escenario 100% RES.

Figura 70: Comparación de la mezcla de generación en 2035.


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4.4. Evaluación del desempeño de los escenarios

4.4.1. Descripción general de los KPI En la Figura 71 se pueden identificar los 4 aspectos importantes que agrupan los indicadores de rendimiento (KPI) que se definirán y calcularán en este estudio. Estos KPI se utilizan para cuantificar la evolución de la transición hacia un sistema de energía 100% renovable en Antofagasta y Atacama. Es deseable que le conjunto de KPI definidos se calculasen cada año para cuantificar su desarrollo y alcanzar la meta del 100% de energía renovable al 2035.

Figura 71: Cuatro grupos de KPI.

Los siguientes 4 grupos principales y los KPI relacionados se definirán y explicarán en las siguientes secciones:

1) KPI de generación a. Participación RES en la generación eléctrica b. Parte solar en la generación eléctrica c. Dependencia de la energía

2) KPI de demanda a. Participación RES de la demanda de energía b. Uso de combustibles fósiles c. Demanda de hidrógeno d. Cuota de importación

3) KPI de costo a. Costo marginal de electricidad b. Capacidad instalada c. OPEX

4) KPI de medioambiente a. Emisiones directas CO2 b. Área solar


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En la siguiente sección se realizará un análisis profundo de la construcción y cálculo de cada KPI propuesto. La data de construcción de cada KPI se obtuvo de las secciones anteriores, principalmente de los resultados de cambios en la demanda para el escenario 100% RES, sección 4.3.2.1 y los resultados del modelo de expansión de capacidad para el escenario 100% RES, sección 4.3.2.3. La data utilizada para el cálculo de los KPI para el escenario BaU es la del PELP y Cochilco.

4.4.2. KPI de producción

4.4.2.1. PARTICIPACION RES EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA

Como se discutió anteriormente, la electricidad es uno de los vectores de energía de mayor demanda tanto de Antofagasta como de Atacama. Actualmente, la generación eléctrica depende en gran medida de los combustibles fósiles, especialmente del carbón. Para logra una visión 100% RES, la transición energética de la generación eléctrica es crítica.

El objetivo del KPI ‘Participación RES en la generación eléctrica’ es evaluar la contribución de los recursos renovables (solar PV, CSP, eólica, etc.) a la generación de electricidad, que evolucionará con el tiempo y los diferentes escenarios en ambas regiones.

El KPI se define de la siguiente manera

𝐾𝐾𝐾𝐾𝐼𝐼𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅,𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 = 1 −𝐸𝐸𝑒𝑒𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑒𝑒𝑒𝑒,𝑐𝑐

𝐸𝐸𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑡𝑡𝑒𝑒,𝑐𝑐;

Donde, Ecombustible,I es la electricidad anual basada en combustible en la región 𝑖𝑖, y Etotal,I es la electricidad total producida anualmente en la región 𝑖𝑖. Este KPI se puede calcular directamente de la información del coordinador eléctrico nacional (CEN, 2018)

El sistema de puntaje se detalla en la Figura 72, en donde un puntaje de 3 se le atribuye a una alta participación RES en la generación eléctrica (> 95%) debido a los desafíos técnicos y económicos para alcanzar dicho nivel. Este sistema de puntuación permite resaltar que las decisiones de inversión tomadas para Antofagasta en 2023 ya están en línea con el objetivo final (con un puntaje de 3). En Atacama, aunque las decisiones de inversión relacionadas con los escenarios de BaU (puntaje de 1) son innegablemente un primer paso hacia la generación eléctrica 100% renovable, aún se necesitan esfuerzos adicionales.

Figura 72: Puntuación para el KPI de producción 'Participación RES de la producción de electricidad'.


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La Figura 73 y la Tabla 36 resumen los resultados de ambos años y de ambos escenarios. Se puede observar que la gran diferencia entre Antofagasta y Atacama en los escenarios de BaU. En Atacama en el 2023 se alcanza una participación de RES del 61%, sin embargo en Antofagasta esta llega a solo un 25%. Esto se debe a la diferencia en la capacidad solar PV invertida en ambas regiones y a la alta participación de carbón en Antofagasta. Por otro lado, la situación se mejora considerablemente para el escenario 100% RES, ya que en ambas regiones se ha alcanzado una participación renovable en la generación eléctrica de alrededor del 100% a partir del 2023.

Figura 73: ‘KPI de producción 'participación RES de la producción de electricidad'.

Antofagasta Atacama

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

Combustibles [%] 75 77 0 0 39 31 0 0

Participación RES [%] 23.6 22.5 100 100 57.5 67.7 100 100

Puntaje 0 0 3 3 1 1 3 3

Tabla 36: Puntajes resultantes para el KPI de producción 'participación de RES en la generación de electricidad'.

4.4.2.2. PARTICIPACIÓN SOLAR EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA

Teniendo en cuenta el enorme potencial solar en las regiones del norte de Chile, también es interesante observar la participación de la generación eléctrica a partir de la tecnología solar fotovoltaica y la solar térmica. Por lo tanto, este KPI evaluará la relación entre la electricidad producida por energía solar fotovoltaica y CSP combinadas y la electricidad total. El sistema de puntuación, como se ilustra en la Figura 75, es similar al usado en la cuota RES global.

Para futuros cálculos esta información se puede obtener de los reportes anuales de generación por tecnología del coordinador eléctrico nacional (CEN, 2018).

Figura 74: Sistema de puntuación para el KPI de producción “Participación Solar en la generación Eléctrica”.


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La Figura 75 y Tabla 37: Puntuaciones resultantes para el KPI de producción 'Solar PV y / o CSP cuota de generación eléctrica. resumen los resultados obtenidos. Al comparar con el KPI anterior, se puede observar que las tecnologías solares cubren la mayor parte de la producción de electricidad renovable en los escenarios 100% RES (la proporción PV + CSP está ligeramente por debajo de la participación RES total de generación eléctrica). Se pueden observar tendencias similares a las anteriores, una alta penetración de PV solar + CSP en Antofagasta a partir de 2023 para el escenario 100% RES, además de una penetración de PV menor en Antofagasta en los escenarios de BaU para 2023 y 2035 debido a que todavía existen activos de carbón.

Figura 75: KPI de producción 'Participación solar en la generación eléctrica”.

Antofagasta Atacama

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

Solar PV [%] 9 7 6 32 36 35 53 93

Solar CSP [%] 4 3 91 67 0 0 0 6

Solar PV + CSP [%] 13 10 97 99 36 35 53 99

Puntuación 0 0 3 3 0 1 3 3

Tabla 37: Puntuaciones resultantes para el KPI de producción 'Solar PV y / o CSP cuota de generación eléctrica.

En la Figura 76 y Figura 77 se muestra la participación del PV solar en la generación eléctrica y la participación del CSP solar en la generación eléctrica respectivamente. En el escenario 100% RES, el costo de CSP es lo suficientemente bajo al 2023 para justificar una alta inversión en Antofagasta, lo que conduce a una gran participación de CSP y a una menor participación de PV. En Atacama, como se mostró previamente en la sección 4.3, la proporción de CSP es muy limitada en comparación con la fotovoltaica13.

13 Esto puede ser parcialmente justificado por el menor factor de carga para CSP en Atacama (79%) en comparación

con Antofagasta (84%) (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017)


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Figura 76: KPI de producción “Participación de PV solar en la generación eléctrica”.

Figura 77: KPI de producción “Participación de CSP solar en la generación eléctrica”.

4.4.2.3. DEPENDENCIA ENERGÉTICA

Con la introducción masiva de recursos renovables para alcanzar la visión 100% RES al 2035, las exportaciones de Antofagasta y Atacama al resto del país se volverán cada vez más importantes para contribuir a una mayor participación de las fuentes de energía renovables del país. Como se mencionó en la sección 4.1.2, Antofagasta y Atacama son regiones excedentarias con exportación de electricidad en el 2016. Por lo tanto, es interesante investigar cómo la dependencia de la energía eléctrica del resto del país podría evolucionar con el tiempo, de acuerdo con los escenarios investigados.

La dependencia energética muestra la proporción de energía que una economía debe importar. Se define como las importaciones netas de electricidad divididas por el consumo bruto de electricidad localmente (Eurostat, 2010):

𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖𝐷𝐷 𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝑒𝑒𝑒𝑒é𝑡𝑡𝑖𝑖𝐷𝐷𝐷𝐷 =𝐼𝐼𝐼𝐼𝐷𝐷𝐼𝐼𝑒𝑒𝑡𝑡𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷𝐼𝐼 𝐷𝐷𝐷𝐷𝑡𝑡𝐷𝐷𝐼𝐼𝑇𝑇𝐼𝐼𝑡𝑡𝐷𝐷𝑇𝑇 𝐷𝐷𝐼𝐼𝐷𝐷𝐼𝐼𝑐𝑐𝐼𝐼𝐼𝐼 𝑇𝑇𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷𝑇𝑇

Para actualizar este indicador se puede utilizar la información de generación y demanda regional de energía anual del coordinador eléctrico nacional (CEN, 2018).

En la Figura 78 y la Figura 79 se muestran el sistema de puntuación y los resultados para cada escenario. En la Tabla 38 se resumen los puntajes resultantes.


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Figura 78: Sistema de puntuación para la producción KPI 'RDC dependencia energética'.

Desde el escenario BaU hasta el escenario 100% RES, tanto para el 2023 como para el 2035, las importaciones netas del RdC aumentan significativamente. Esto resulta en una dependencia energética de 34% y 55%, respectivamente, para 2023 y 2035. Dicho equilibrio es posible gracias a las inversiones en capacidad renovable realizadas en Antofagasta y Atacama en los escenarios de 100% RES. También debe tenerse en cuenta que en el escenario BaU, las importaciones significativas ocurren al 2035, cuando se logra una dependencia energética de alrededor del 20%.

La evolución de las puntuaciones muestra que el RdC dependerá cada vez más de las regiones del norte y, por lo tanto, se beneficiará de las inversiones renovables realizadas en estas regiones. Tal importación de electricidad desde Antofagasta y Atacama al resto de país ayudará a la transición energética de Chile.

Figura 79: KPI de producción 'Dependencia de energía eléctrica RDC'.

Resto del País

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

Importación Neta [GWh] 5,187 19,105 22,732 54,295

Consumo total interno [GWh] 66.760 96,463 67,505 98,020

Dependencia energética [%] 8 20 34 55

Score 0 1 2 3

Tabla 38: Puntuaciones resultantes para el KPI de producción “Dependencia de energía eléctrica del RdC”.


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4.4.3. KPI de demanda

4.4.3.1. PARTICIPACIÓN RES DE LA DEMANDA DE ENERGÍA

En la Figura 80 se ilustra el sistema de puntaje para el KPI 'participación RES de la demanda', similar a los KPI de producción 'participación RES de la generación eléctrica' y 'participación solar de la generación eléctrica'. Los resultados para el KPI se ilustran en la Figura 81, y los puntajes resultantes se resumen en la Tabla 39.

Para actualizar este KPI anualmente se puede obtener la cuota de demanda de energía por tipo de energético del consumo regional del balance nacional de energía (Energía, 2018).

Figura 80: Sistema de puntuación para el KPI de demanda 'Participación RES de la demanda’.

Se espera que la proporción RES de la demanda aumente sustancialmente para el escenario 100% RES en comparación con el BaU. Este es un resultado esperado, debido al cambio del consumo de combustibles fósiles a hidrógeno, electricidad, energía solar térmica y biomasa como se discutió en la sección 4.2.2.

Antofagasta y Atacama alcanzan un puntaje de 3/3 para el escenario 100% RES en el 2035, en comparación con 0/3 para los escenarios BaU. Como se discutió en la sección 3, en Atacama la industria minera tiene una menor proporción de la demanda de energía, lo que resulta en un puntaje menor para el escenario 100% RES en el 2023 comparado con Antofagasta.

Figura 81: Indicador de demanda de KPI 'porcentaje de la demanda de RES'.


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Antofagasta Atacama

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

Cuota RES de la Demanda

[%] 8.8 10.1 64.1 97.9 18.9 22.3 52.9 99.8

Score 0 0 2 3 0 0 1 3

Tabla 39: Puntuaciones resultantes para el KPI de demanda 'Participación RES de la demanda'.

4.4.3.2. USO DE COMBUSTIBLES FÓSILES

El sistema de puntaje para este KPI se ilustra en la Figura 82. Los resultados para el KPI se ilustran en la Figura 83, y los puntajes resultantes se resumen en la Tabla 40.

Este KPI se puede actualizar utilizando la demanda de energía por tipo de energético del cuadro regional de consumo del balance nacional de energía (Energía, 2018)

Figura 82: Sistema de puntuación para la demanda KPI ‘Uso de combustible fósil en la demanda energética'.

Se puede observar una tendencia inversa en comparación con el KPI anterior. El uso de combustibles fósiles para los escenarios 100% RES es significativamente menor, debido al cambio de combustible fósil a hidrógeno, electricidad y energía solar térmica, como se discutió en la sección 4.2.2.

Antofagasta y Atacama alcanzan un puntaje de 3/3 para el escenario 100% RES al 2035, en comparación con 1/3 para el BaU, debido principalmente al cambio a hidrógeno y energía solar. La misma tendencia que para otros KPI se observa en Atacama para el escenario 100% RES al 2023, debido a la menor proporción de demanda de energía del sector minero en comparación con Antofagasta.

Figura 83: KPI de demanda 'Uso de combustibles fósiles en la demanda de energía.


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Antofagasta Atacama

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

Uso de combustibles fósiles [GWh]

32,395 35,404 17,779 1,132 12,102 15,598 8,088 33

Demanda total [GWh] 49,953 62,057 49,484 54,670 17,470 22,976 17,162 19,538

Uso de combustibles

fósiles [%] 64.9 57.1 35.9 2.1 69.3 67.9 47.1 0.2

Puntuación 1 1 2 3 0 0 1 3

Tabla 40: Puntuación resultante para la demanda KPI ‘Uso de combustible fósil en la demanda energética'.

4.4.3.3. PARTICIPACIÓN DEMANDA HIDRÓGENO

En la Figura 84 se ilustra el sistema de puntaje para el KPI de demanda 'Porcentaje de demanda de hidrógeno'. Los resultados para el KPI se ilustran en la Figura 85, y los puntajes resultantes se resumen en la Tabla 41.

Figura 84: Sistema de puntuación para el KPI de demanda 'Compartir demanda de hidrógeno'.

Una vez se masifique el uso de hidrogeno la demanda de este se deberá agregar en los balances de energía oficiales. La información para actualizar este indicador se puede obtener de la demanda de energía por tipo de energético del cuadro regional de consumo del balance nacional de energía (Energía, 2018)

El porcentaje de demanda de hidrógeno es despreciable para los escenarios de BaU, sin embargo, para el 100% RES este aumenta del 2023 al 2035, gracias a la introducción de hidrógeno en la demanda de energía del sector minero, el transporte y la industria.

Antofagasta y Atacama alcanzan una puntuación de 3/3 para el escenario 100% RES en 2035, en comparación con 0/3 para el escenario BaU, ya que no hay introducción de hidrógeno en los escenarios BaU. La diferencia para el escenario 100% RES en 2023 para ambas regiones se debe a la diferencia en la participación del sector minero en la demanda de energía.


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Figura 85: KPI de demanda 'Participación demanda de hidrógeno.

Antofagasta Atacama

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

Demanda de Hidrógeno [GWh] / / 12,493 22,382 / / / 2,987

Demanda Total [GWh] 49,953 62,057 49,484 54,670 / 17,470 22,976 17,162

Demanda de Hidrógeno [%] 0 0 25 41 0 0 17 45

Puntaje 0 0 2 3 0 0 1 3

Tabla 41: Puntuaciones resultantes para el KPI de demanda 'Compartir de demanda de hidrógeno'.

4.4.4. KPI de Costos

4.4.4.1. CAPACIDAD RENOVABLE INSTALADA DESDE EL 2017

El sistema de puntuación para este KPI se ilustra en la Figura 86. Esta capacidad instalada corresponde a la inversión en nueva capacidad instalada respecto al 2017, o lo que todavía falta por invertir en nuevos activos renovables. Esto significa que los valores del 2035, incluyen la capacidad instalada del 2023. Los resultados de los indicadores se ilustran en la Figura 87, y los puntajes resultantes se resumen en la Tabla 42. Este indicador se puede actualizar anualmente con la información de nuevos activos renovables del coordinador eléctrico nacional (CEN, 2018).

Figura 86: Sistema de puntuación para el costo KPI 'Capacidad renovable instalada en comparación con 2017'.


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En el escenario 100% RES la capacidad instalada total de ambas regiones es significativamente mayor que los escenarios BaU al 2035. En el escenario 100% RES la reducción de costo de inversión de las energías renovables, se traduce en un aumento en las inversiones en PV en ambas regiones y CSP en Antofagasta.

Antofagasta y Atacama alcanzan una puntuación de 3/3 para el escenario 100% RES en 2035, comparado con 0/3 para el escenario BaU. La importancia de este KPI es la visión a largo plazo de la necesidad de inversiones en capacidad renovable, además de encontrar contextos de inversiones para lograr los supuestos de CAPEX y OPEX del escenario 100% RES. En el corto plazo, Antofagasta debe ser la primera región en invertir en la producción de electricidad renovable.

Figura 87: Costo KPI 'Potencia renovable instalada'.

[MW] Antofagasta Atacama

Tecnología 2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

Batería 0 0 12 19 0 0 337 3,144

Viento 406 983 0 0 404 404 2 2

Geotérmica 0 0 0 0 0 0 0 0

PV 0 0 49 13,258 429 2,197 10,305 15,150

CSP 0 0 4,316 8,078 0 0 0 574

Energía Hídrica 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 406 983 4,378 21,355 833 2,601 10,644 18,871

Inversión [M$]

710 1,7664 19,992 34,232 1,128 2,400 8,441 14,331

Puntuación 0 0 0 3 0 0 1 3

Tabla 42: Puntuación resultante para el costo KPI 'potencia renovable instalada en comparación con 2017'.

4.4.4.2. OPEX

El sistema de puntuación para el KPI 'OPEX' se ilustra en la Figura 88. Los resultados de los indicadores se ilustran en la Figura 89, y los puntajes resultantes se resumen en la Tabla 43. Este indicador se puede actualizar anualmente con la información de costos declarados de operación de los activos de generación reportados en el coordinador eléctrico nacional (CEN, 2018).


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Figura 88: Sistema de puntuación para el costo KPI 'OPEX'.

El OPEX es mayor para Antofagasta que para Atacama, para el escenario 100% RES. Esto es debido a las inversiones en solar CSP, la que tiene un costo fijo de O&M hasta cuatro veces mayores que la solar PV. Es interesante destacar que este OPEX no está ligado a un costo del combustible o precio de las emisiones de CO2, sino al mantenimiento de la instalación, creación de empleos y aumento del conocimiento técnico de las energías renovables en la región.

El OPEX para el caso de BaU es muy alto debido a la elevada proporción de consumo de combustible, principalmente carbón. Podemos notar que es mayor en Antofagasta que Atacama debido a la mayor generación eléctrica con carbón y gas.

Como era de esperar, gracias a la introducción de CSP en Antofagasta, el KPI OPEX tiene una puntuación de 2/3 para el 2035 en escenario 100% RES. Debido a la limitada participación CSP en Atacama, la región alcanza la puntuación de 3/3.

Figura 89: Costo KPI 'OPEX'.

Antofagasta Atacama

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

OPEX [m$] 774 1,075 200 359 246 301 124 182

Generación de energía [GWh] 19,935 29,057 34,070 85,056 10,090 16,532 33,279 53,741

OPEX [$/MWh] 38.8 37.0 5.9 4.2 24.3 18.2 3.7 3.4

Puntuación 0 0 2 2 0 0 3 3

Tabla 43: Puntuaciones resultantes para el costo KPI 'OPEX'


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4.4.5. KPI ambientales

4.4.5.1. EMISIONES DE CO2

En el contexto mundial sobre el calentamiento global, la reducción en emisiones de CO2 es un reto clave. Las simulaciones realizadas y resultados obtenidos permiten investigar cómo las emisiones de dióxido de carbono evolucionarán según los diferentes escenarios. Es de hecho relevante evaluar si la introducción de nuevas tecnologías (por ejemplo, las células de combustible, energía solar fotovoltaica, CSP, etc.) puede balancear el crecimiento económico en términos de emisiones de CO2.

El sistema de puntuación para el KPI se muestra en la Figura 90. Los resultados de los indicadores se ilustran en la Figura 91, y los puntajes resultantes se resumen en la Tabla 44. Las emisiones incluidas están relacionadas con todos los sectores y vectores de energía para ambas regiones. Más específicamente, incluyen las emisiones de CO2 relacionadas con la electricidad producida localmente (aunque no sea consumida en la región) y las emisiones de CO2 relacionadas con los otros vectores de energía como el diésel, carbón, gas natural y gasolina para todos los sectores.

.

Figura 90: Sistema de puntuación para el KPI de medio ambiente 'Emisiones de CO2'.

En el escenario BaU al 2023 y 2035, se observa para ambas regiones como las emisiones de CO2 aumentan en comparación con el 2017 (puntuación de 0).

En cuanto a la situación del 100% RES, las emisiones de CO2 se reducen significativamente en ambas regiones a partir de 2023, gracias al cambio a hidrógeno, tecnologías solares, mayor electrificación, mayores inversiones en PV y CSP, etc. En 2023, se espera que las emisiones de CO2 en Antofagasta disminuyan hasta un 80% (puntuación de 3) y en Atacama, hasta un 70% (puntuación de 2). En 2035, casi no existirán emisiones de CO2 en ambas regiones, excepto una pequeña fracción de Antofagasta, debido a los subsectores de transporte aéreo y marítimo que no han sido transformados a combustibles renovables.


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Figura 91: Indicadores ambientales 'Emisiones directas CO2'

Antofagasta Atacama

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

CO214

[kton/año] 27,564 35,270 4,668 282 8,140 10,543 2,104 8

Comparado a 2017

[%]15 121 155 20 1 128 165 33 0

Score 0 0 3 3 1 0 2 3

Tabla 44: Puntuaciones resultantes para el medio ambiente KPI 'Emisiones de CO2'.

4.4.5.2. ÁREA SOLAR

Un último KPI a calcular corresponde al uso de suelo por la tecnología PV + CSP. Comparando el área requerida para instalar la inversión en capacidad solar con el área útil del desierto de Atacama16 dará una primera visión sobre la viabilidad del escenario 100% RES.

El sistema de puntuación para el KPI se ilustra en la Figura 92. Los resultados de los indicadores se ilustran en la Figura 93, y los puntajes resultantes se resumen en la Tabla 45.

Figura 92: Sistema de puntuación para el KPI de producción ambiental ‘Área Solar’.

14 Para calcular las emisiones de CO2 en los diferentes combustibles, los valores típicos de las emisiones de dióxido

de carbono son utilizados (EIA US Energy Information Administration, 2016) (Umwelt Bundesamt, 2016). También se utilizaron valores del PELP para las emisiones de CO2 en la generación de electricidad (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017)

15 Para calcular las emisiones de CO2 para el año de referencia 2016, se utilizan varios datos: datos de generación de energía eléctrica de la sección 4.1.1, demanda de energía para todos los demás sectores de la sección 4.1.2, valores típicos de los coeficientes de emisiones de dióxido de carbono (EIA US Energy Information Administration, 2016) (Umwelt Bundesamt, 2016).

16 104 903 km2 (Loyola, Oliveira-Santos, Almeida-Neto, Nogueira, & Kubota, 2009)

https://www.microsofttranslator.com/bv.aspx?from=en&to=es&a=https%3A%2F%2Fwww.translatoruser.net%2Fbvsandbox.aspx%3F%26dl%3Des%26from%3Den%26to%3Des%26bvrpx%3D1%26bvrpp%3D%26csId%3D0d9318d6-94b1-4ea8-891e-72f6713811fc%26usId%3Dfa822efa-0e4e-425c-b7c4-cae2bb837aa5%23_ftn3


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Como se puede ver, independientemente de la situación, el área representa sólo una pequeña fracción del total del desierto de Atacama (puntuación de 3), demostrando que la disponibilidad de terreno no será un problema. Cabe también destacar que el total de la capacidad instalada de Antofagasta y Atacama cubriría menos del 1% del desierto de Atacama. Sin embargo, como fue discutido anteriormente, estas inversiones renovables entregan más energía que la necesitada en ambas regiones, debido a la gran exportación hacia el resto del país.

Figura 93: Indicadores ambientales "Área Solar".

Antofagasta Atacama

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

2023 BaU

2035 BaU

2023 RES

2035 RES

Superficie17 [km2] 19.2 19.2 176 592 27.9 63.3 206 326

Superficie [%] 0.02 0.02 0.17 0.56 0.03 0.06 0.2 0.31

Puntuación 3 3 3 3 3 3 3 3

Tabla 45: Puntuación resultante para el KPI ambiental "Área Solar".

4.4.6. Observaciones generales La Figura 94 y Figura 95 muestran cómo se desempeñan los escenarios para el 2023 y 2035 respectivamente según varios KPI. Se pueden hacer algunas observaciones generales

• El escenario 100% RES en 2035 supera a todos los demás escenarios para la mayoría de los KPI.

• Para el escenario 100% RES 2035, el KPI para el OPEX es más bajos en Antofagasta que en Atacama. Esto se debe a la alta proporción de CSP en Antofagasta, que tiene un OPEX más alto que PV.

• Para el escenario de 100% RES en 2023, el KPI de demanda demuestra un mejor desempeño de Antofagasta que Atacama. Esto se puede explicar debido a que la industria minera en Atacama consume una menor participación en la energía en la región (41% en Atacama comparado con 68% en Antofagasta). Como la industria minera tiene el mayor cambio hacia la energía renovable para el escenario 100% RES en el 2023, una mayor porción de energía consumida por la industria minera tien un mejor impacto en el KPI.

17 Parque solar con seguidor de 1 eje: 2 ha/MW (STI Norland), (Cichon, 2013) CSP: 4.05 ha/MW (Ong, Campbell,

Denholm, Margolis, & Heath, 2013)


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• En general comparando el BaU con el escenario 100% RES, este último se caracteriza por una transformación a una economía verde mucho más profunda de las regiones del norte de Chile, lo que se refleja directamente en todos los grupos de KPI analizados (producción, demanda, costo, ambientales). - Para los KPI de producción, las grandes inversiones en activos renovables,

tales como PV y CSP, conducen a puntajes más altos en ambas regiones para el escenario 100% RES que para el escenario BaU. Esto se puede traducir en una mayor participación renovable/solar en la generación de electricidad.

- Para los KPI de demanda, los puntajes más altos logrados en el escenario 100% RES reflejan directamente una menor dependencia de la demanda total de energía (tanto para la electricidad como para los otros vectores) a combustibles fósiles, especialmente a través del cambio hacia hidrógeno y electricidad renovable.

- Para los KPI de costos, los puntajes más altos reflejan, por un lado, que se realizan muchas más inversiones en activos renovables en el escenario 100% RES que en el escenario BaU. En segundo lugar, los puntajes más altos en los KPI de OPEX reflejan que las inversiones renovables en el escenario 100% RES permiten disminuir el gasto en operación requerido para cubrir la demanda (menores costos relacionados con el uso de combustible, impuestos más bajos sobre emisiones, etc.).

- Para los KPI de Medio Ambiente, los puntajes más altos para las emisiones de CO2 demuestran lógicamente el beneficio de las inversiones sugeridas en activos renovables en el escenario de 100% RES a fin de disminuir la huella ambiental de Antofagasta y Atacama.

Figura 94: Evaluación de los escenarios según los distintos KPI al 2023.


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Figura 95: Evaluación de los escenarios según los distintos KPI al 2035.

Algunas conclusiones basadas en los KPI:

• El RdC es un importante importador de energía desde las regiones del norte de Chile. En el escenario 100% RES al 2035, un 55% de energía renovable es exportada de Antofagasta y Atacama.

• Menos del 1% del espacio útil del desierto de Atacama es usado para la producción de energía renovable al 2035 en el escenario 100% RES. Esto resalta el tremendo potencial renovable del norte de Chile para ser un exportador tanto de electricidad como de hidrogeno verde.

4.5. Primeros “insights” hacia una visión renovable

Las primeras oportunidades se dividen en perspectivas a corto y a largo plazo, alineando con los dos años de referencia de este estudio. Estas ideas iniciales se basan en el análisis técnico-económico realizado en WP1.

La identificación de casos de negocio que se realizarán en el WP2 complementará estas primeras ideas, para abordar de forma más profunda la visión de la hoja de ruta. En WP2, se evaluará la competitividad del escenario 100% RES para cada uno de los sectores discutidos. Los resultados de esta identificación de caso de negocio son necesarios para crear la hoja de ruta hacia un escenario 100% RES.

4.5.1. Perspectiva de Corto Plazo

4.5.1.1. DESPLIEGUE DEL HIDRÓGENO

El incremento sustancial de la demanda de electricidad entre el escenario BaU y 100% RES se debe a la presencia de hidrógeno generado a partir de energías renovables. Por lo tanto, la tasa de implementación de hidrógeno tendrá un impacto sustancial en las inversiones renovables, especialmente en PV.


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Así, para lograr la transición energética de las regiones del norte, el despliegue de tecnologías consumidoras de hidrógeno debe iniciarse en el corto plazo. La tecnología considerada en este estudio en el corto plazo para el consumo de hidrógeno es la modificación de motores diésel de vehículos pesados, pudiendo operar con un blending de hidrógeno y combustible diésel. Esta solución, junto con otras tecnologías de modificación potencial, deberá evaluarse en detalle ya que si se demuestra viable, tal solución debe promoverse a ser implementada.

4.5.1.2. IMPLEMENTACIÓN DE PV

Las inversiones necesarias en PV son sustanciales para el escenario 100% RES. Para Antofagasta y Atacama, las inversiones en PV deben ser iniciadas y promovidas en el corto plazo.

La diferencia entre las inversiones en PV en ambas regiones radica en la dependencia de la demanda de hidrógeno, como se explica en la sección anterior, por lo tanto, las inversiones en PV deben coordinarse con el despliegue de tecnologías que demandan hidrógeno.

4.5.1.3. IMPLEMENTACIÓN DE CSP

Hay una importante diferencia en el nivel de inversión en CSP al corto plazo debido a los distintos supuestos de inversión. Para el escenario BaU, no hay nuevas inversiones en CSP entre 2017 y 2035, sin embargo, para el escenario de 100% RES hay inversiones al corto plazo en CSP. En el largo plazo el CSP sólo están presentes en el escenario 100% RES debido a que proporciona mayor flexibilidad para generación de energía renovable.

Para las regiones del norte, los altos niveles de irradiación solar directa hacen clave el pronto desarrollo de CSP. Como con todas las nuevas tecnologías, la reducción de costos es dependiente de la capacidad instalada acumulada el despliegue en el corto plazo de CSP en las regiones del norte puede contribuir a reducir el costo en el largo plazo.

4.5.2. Perspectivas a largo plazo

4.5.2.1. DESPLIEGUE DE CELDAS DE COMBUSTIBLE

La transición energética completa del sector del transporte depende del uso de hidrógeno para aplicaciones en vehículos pesados. Dada la gran participación del consumo de combustible en la industria minera producto del consumo de los camiones y la gran participación de la minería en el consumo regional de energía, esta sustitución energética es crítica.

Las celdas de combustible son cruciales para alcanzar la transición energética del transporte de vehículos pesados, y por lo tanto debe promover el desarrollo y el despliegue inicial de esta tecnología, de modo que los costos disminuyan sustancialmente al largo plazo. De esta manera, mayor nivel de inversión de los vehículos con celda de combustible se podría reducir para aumentar su competitividad luego del 2023.


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4.5.2.2. ENERGÍA SOLAR TÉRMICA DE ALTA TEMPERATURA

Dada la gran participación de la minería en la demanda de energía y los niveles de irradiación solar del norte de chile, esta podría ser una tecnología clave para la transición energética de los procesos térmicos de alta temperatura.

El desarrollo e implementación temprana de tecnología solar térmica de alta temperatura deben promoverse, para hacerla madurar a tiempo para ser aplicadas comercialmente en el mediano plazo. El sector minero podría desempeñar un papel clave en el despliegue temprano de esta tecnología a través de la implementación de proyectos piloto.

4.5.2.3. LA EXPORTACIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES

Debido al enorme potencial de energía solar (PV y CSP) en las regiones del norte, existe una oportunidad para la exportación de esta energía renovable al resto del país, para contribuir a su transición energética. El potencial de exportación es importante, sin embargo, será dependiente en la capacidad de exportación de la red de transmisión y en el desarrollo de tecnologías renovables en el RdC.

Además, está la oportunidad de exportar hidrógeno renovable, utilizando generación PV y electrolizadores para producir hidrogeno verde. Este hidrógeno podría ser exportado a RdC si se implementa una infraestructura de gasoductos de hidrógeno. De esta manera, la demanda de combustible de RdC podría ser descarbonizado. La evaluación de costos y beneficios de una infraestructura de tubería debe ser evaluado, para determinar el potencial tecno-económico de esta alternativa.

El hidrógeno renovable también podría ser enviado a otros países si las tecnologías para el transporte están comercialmente disponibles. Por lo tanto, el desarrollo y despliegue temprano (proyectos piloto) de tecnologías de transporte de hidrógeno deben promoverse para madurar antes de 2035.


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5. PAQUETE DE TRABAJO 2 – IDENTIFICACIÓN DE CASOS DE NEGOCIO DE HIDRÓGENO

5.1. Visión Global del Hidrógeno

5.1.1. Estado del arte de la producción de hidrógeno La producción actual de hidrógeno a nivel global corresponde a cerca de 60 millones de toneladas al año con una tasa de crecimiento anual de cerca de 4-5 % (IEA, 2015).

En la Figura 96 y Tabla 46 se observa que:

• Alrededor de la mitad de la producción mundial de hidrógeno proviene del Reformado de Metano (SMR, por sus siglas en inglés: Steam methane reforming) a partir de gas natural;

• Casi un tercio proviene del reformado de subproductos hidrocarbonados de las industrias químicas y de procesos;

• Cerca del 20% viene de la gasificación del carbón; • Sólo alrededor del 4% corresponde a electrólisis (Cloruro de Sodio y

Electrólisis de Agua). También, se muestra en la Figura 96 la distribución regional de la demanda de hidrógeno. Prácticamente todo el hidrógeno se produce y consume en el mismo sitio, es decir, generación local de hidrogeno para usos en procesos industriales.

Figura 96: Generación total de hidrógeno por tecnología (izquierda) y demanda por región (derecha) (Linde, 2007) (Carbon Counts Company, 2010).


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Tipo de Generación de H2 MT/año

Reformado de Metano 29.4

Reformado de otros líquidos fósiles 17.4

Gasificación de Carbón 10.8

Electrólisis de Cloro-Álcali 2.16

Electrólisis de Agua 0.24

Total 60

Tabla 46: Generación total de hidrógeno por tecnología. (IEA, 2015) (Carbon Counts Company, 2010)

Para comprender qué significan 60 MTon/año de producción de hidrógeno global, a continuación, se calcula a modo ilustrativo el potencial de producción de hidrógeno de las regiones de Antofagasta y Atacama, asumiendo que todo el potencial teórico de energía solar se utiliza para dicho objetivo.

Potencial Teórico de PV (GIZ, 2018)18: 572 GW

Potencial Teórico de CSP18 : 383 GW

Factor de planta estimado de PV: 35%

Factor de planta estimado de CSP: 83%

Energía Total Anual CSP + PV: 4,540 TWh/año

Factor de eficiencia de conversión: 55 kWh/kg H2

Potencial teórico de producción de H2: 82.5 Mton/año

Existen varios métodos para la producción de hidrógeno, a continuación, se listan los proceso y tecnologías de generación más utilizados a nivel industrial

• Reformado de Metano. El reformado catalítico del gas natural, particularmente el reformado de metano con vapor, es una de las mayores fuentes de hidrógeno industrial. Además del metano, se puede utilizar otras materias primas como metanol, gas licuado de petróleo (GLP), biocombustibles y diésel. El vapor de agua reacciona con la materia prima en una serie de reacciones que producen hidrógeno, dióxido de carbono y monóxido de carbono.

• Gasificación de carbón y biomasa. La gasificación es un método tradicional para producir gases combustibles, en la cual una materia prima que contiene carbono reacciona con oxígeno o un agente gasificador que lo contenga (como vapor de agua) para formar gas de síntesis. En el proceso, la materia prima utilizada es primero secada y luego las moléculas son rotas térmicamente en una atmósfera inerte (en ausencia de aire) para formar compuestos carbonados e hidrogenados que luego son parcialmente combustionados en atmósfera oxidante.

𝐶𝐶 +𝐻𝐻2𝑂𝑂 → 𝐶𝐶𝑂𝑂 + 𝐻𝐻2

18 (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017)


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El paso siguiente, conocido como “Water Shift Reaction” convierte el monóxido de carbono y vapor de agua restante en dióxido de carbono e hidrógeno.

• Electrólisis. Los electrolizadores usan electricidad para dividir el agua (H2O) en hidrógeno y oxígeno gaseoso a través del proceso de electrólisis que puede producir hidrógeno de muy alta pureza con una huella ambiental reducida. Es especialmente relevante para las fuentes de energía renovables variables ya que ciertas tecnologías de electrolizadores pueden aumentar/disminuir su producción siguiendo el factor de planta.

• Producción termoquímica. La división termoquímica del agua puede utilizar fuentes de energía no fósiles sustentables, como el calor nuclear o solar, para producir hidrógeno en un circuito cerrado a altas temperaturas. Todos los reactivos se devuelven al proceso y son reciclados.

• Producción foto-electroquímica de hidrógeno. Con los continuos avances en la tecnología de semiconductores, el método de división de agua foto-electroquímica (PEC) para la producción de hidrógeno es un creciente foco de atención para la investigación y la comercialización. Los semiconductores especializados se sumergen en soluciones acuosas de electrolitos y utilizan la energía de la luz para dividir directamente las moléculas de agua en hidrógeno y oxígeno.

• Producción bioquímica. Esta tecnología implica la utilización de microorganismo y biomasa para la consecuente producción de Hidrógeno. En este caso, la biomasa puede fermentarse y procesarse, o alternativamente, existe la posibilidad de dividir agua en oxígeno e hidrógeno por bio-fotólisis. Existen varios métodos disponibles para convertir la lignocelulosa, el azúcar y el almidón provenientes de la biomasa en hidrógeno. Los métodos más relevantes son la fermentación oscura utilizando bacterias heterotróficas, la foto-fermentación usando bacterias fotosintéticas y la división bio-fotolítica del agua utilizando algas verdes o cianobacterias.

La Figura 97 ilustra las vías existentes para producir hidrógeno a partir de combustibles fósiles y fuentes renovables.

Figura 97: Caminos para la producción de hidrógeno (Shell & Wuppertal Insitut, 2017)


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5.1.2. Visión global de la demanda y aplicaciones del hidrógeno El mercado del hidrógeno se puede dividir en 3 sectores de acuerdo al uso final, tal como se resume en la tabla a continuación.

H2 para la Industria H2 para Energía H2 para Movilidad

Refinerías Almacenamiento de Energía Flotas Captivas

Amoniaco Sitios Off Grid Transporte personal (FCEV)

Metanol UPS (Uninterrupted Power Supply) Transporte de carga pesada (Camiones, trenes)

Electrónica Residencial mCHP Grúas Horquillas

Producción de Vidrio Integración de ERNC

Producción de Acero Servicios Complementarios

Procesamiento de Alimentos

Otros Químicos

Farmacéutica

Tabla 47: Principales aplicaciones del hidrógeno.

El mercado del hidrógeno de hoy está principalmente orientado a alimentar la industria química y de procesos, con productos como el amoníaco y el metanol que constituyen casi dos tercios de la demanda industrial como se puede ver en la Figura 98 y Tabla 48.

Aproximadamente el 50% del consumo mundial de hidrógeno se destina a la producción de amoníaco para fertilizantes y explosivos, casi el 10% se usa para metanol (para plásticos y combustibles marítimos), el 25% se destina a la industria de refinación (hidrotratamiento e hidrocraqueo). El restante es para las industrias química, metalúrgica, del vidrio, farmacéutica y alimentaria.

Figura 98: Demanda total de hidrógeno por aplicación y uso industrial (Linde, 2007) (Shell & Wuppertal Insitut, 2017)


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Demanda Global de Hidrógeno MT/año Industria 59.7 Movilidad 0.15 Energía 0.15 Usos Industriales MT/año Amoniaco 30.8 Refinería 14.2 Metanol 5.7 Electrónica 3.4 Acero/Vidrio 1.7 Alimentos 1.1

Tabla 48: Demanda total de hidrógeno por aplicación y uso industrial. (Linde, 2007) (Shell & Wuppertal Insitut, 2017)

El mercado del hidrógeno del futuro, impulsado por la Transición Energética global que apunta a descarbonizar todo el sistema energético, tendrá una participación mucho mayor debido a la capacidad inherente de usar el hidrógeno para conectar diferentes sectores energéticos.

La Figura 99 muestra una representación esquemática del sistema energético de hoy y un potencial sistema de energía bajo en emisiones del futuro. La diferencia clave radica en los diferentes vectores de energía utilizados para suministrar el transporte, los edificios y la industria, más específicamente la transmisión y distribución de electricidad, calor y combustibles, tanto líquidos como gaseosos, a través de las diferentes redes de energía. El sistema energético actual depende en gran medida de los combustibles fósiles y, aparte de la cogeneración, existen pocas conexiones entre los diferentes sistemas de transmisión y distribución. En un sistema futuro, el hidrógeno podría desempeñar un papel fundamental al conectar diferentes tipos de infraestructura en un sistema de energía de bajas emisiones.

Figura 99: Sistema energético en la actualidad (izquierda) e introducción del hidrogeno en los distintos sectores (derecha) (IEA, 2015).


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Durante la transición energética, la proporción de energías renovables en la generación de electricidad ha aumentado considerablemente. La energía eólica y la fotovoltaica han experimentado la mayor expansión. Sin embargo, la disponibilidad de estas energías renovables variables (energías renovables variables, VRE) fluctúa con el tiempo.

Así mismo, debido a sus propiedades físicas, el suministro de electricidad requiere un equilibrio constante entre la oferta y la demanda. Si la proporción de energías renovables excede aproximadamente una cuarta parte de la generación de electricidad, se necesitan medidas especiales/adicionales para integrar los suministros variables de energía. De lo contrario, puede ser necesario limitar la producción o el uso de energías renovables.

Complementaria a las medidas de demanda y suministro, el almacenamiento de energía puede jugar un papel importante en una mejor integración de las ERNC al sistema. Hasta ahora, las centrales hidroeléctricas de almacenamiento por bombeo han dominado la capacidad de almacenamiento de electricidad, aunque representan menos del 3% de la generación eléctrica mundial. El almacenamiento de electricidad mediante baterías para periodos cortos (horas) se está desarrollando dinámicamente. Sin embargo, el almacenamiento a largo plazo (días o semanas) de excedentes de grandes volúmenes de energía requiere nuevos tipos de almacenamiento, como el correspondiente a sustancias químicas en forma de hidrógeno.

El hidrógeno se puede obtener por electrólisis a partir de los excedentes de electricidad producida con fuentes renovables. Si hay una demanda de energía inmediata, el hidrógeno puede satisfacerla directamente. Sin embargo, también puede almacenarse en estanques como gas comprimido y recuperarse cuando los suministros de energía sean bajos. Finalmente, el hidrógeno se puede convertir en otros portadores de energía. Convertir la electricidad renovable a través de hidrógeno en otros portadores de energía, conocido como Power-to-X (PtX), puede resultar en diferentes vías de utilización como se muestra en la Figura 100.

El concepto Power-to-X o “Sector Coupling” hace referencia a los siguientes términos:

• Power to Hydrogen, alude al uso de electricidad renovable para producir hidrógeno mediante electrólisis.

• Power to Gas, se refiere a: - Inyectar hidrógeno gaseoso en el gasoducto existente (también conocido

como “Blending de hidrogeno”), o - Combinar hidrógeno y dióxido de carbono (de CCU o Biogás, por ejemplo)

para producir metano (y agua). Ese metano puede inyectarse directamente en la infraestructura de gas existente.

• Power to Fuel alude al uso de hidrógeno como combustible para aplicaciones de movilidad.

• Power to Chemicals se refiere al uso de hidrógeno como materia prima para la producción de químicos como amoníaco, peróxido de hidrógeno, hidrocarburos, entre otros.


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• Power to Liquid está relacionado con el uso de hidrógeno para producir combustibles líquidos de alta densidad, como metanol, diésel o gasolina, para aquellas aplicaciones donde el hidrógeno gaseoso no es adecuado (transporte marítimo y/o de aviación).

• Power to Power significa el uso de hidrógeno como medio de almacenamiento de energía. Implica la reconversión del hidrógeno en electricidad mediante el uso de celdas de combustible, motores de combustión interna y/o turbinas de gas.

Figura 100: El rol del hidrógeno como vector energético (concepto power-to-X) (Shell & Wuppertal Insitut, 2017) modificado por TRACTEBEL.

5.1.3. Análisis medioambiental Cualquier traza de gas se puede clasificar como un gas de efecto invernadero si, cuando está presente en la atmósfera, interactúa con la radiación solar entrante o con la radiación terrestre saliente. Dichas trazas de gas se denominan gases de efecto invernadero directos o gases radiativamente activos (Radiative active gases). Hay una clase adicional de trazas de gas que no son radiativamente activos, pero que actúan como si o fueran porque su presencia en la atmósfera perturba la distribución global de los gases de efecto invernadero. Estas clases adicionales de trazas de gases se denominan gases de efecto invernadero indirectos o trazas de gases radiativamente activos indirectos.

El efecto y la importancia del hidrógeno verde ya fue cuantificado y estudiado por otros (Derwent & Manning, 2006), las principales conclusiones son las siguientes:


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Debido a que el hidrógeno reacciona con los radicales hidroxilos troposféricos, las emisiones de hidrógeno a la atmósfera perturban las distribuciones de metano y ozono, el segundo y el tercer gas de efecto invernadero más importantes después del dióxido de carbono, respectivamente. Por lo tanto, el hidrógeno es un gas de efecto invernadero indirecto con un potencial de calentamiento global (GWP) de 5.8 en un horizonte temporal de 100 años. Por lo tanto, una futura economía de hidrógeno no estaría 100% libre de consecuencias de efecto invernadero y de perturbaciones climáticas. Si embargo, como se ejemplifica a continuación, el impacto sólo depende de posibles fugas de hidrógeno al ambiente, ya que su utilización (vía combustión o celda de combustible) sólo emite vapor de agua como subproducto

Se estima que la capacidad global de producción de hidrógeno requerida para reemplazar todo el actual (2006) sistema de energía basado en combustibles fósiles tendría que ser del orden de aproximadamente 2.500 Tg H2/año19. Si hubiera una tasa de fuga del orden del 1%, entonces la economía mundial de hidrógeno emitiría alrededor de 25 Tg de H2/año. Utilizando el GWP de 5.8 descrito anteriormente, la economía global de hidrógeno tendría un impacto equivalente a aproximadamente 150 Tg de CO2/año. El sistema energético actual basado en combustible fósiles que reemplazaría tiene una emisión de CO2 de 23,000 Tg de CO2/año. Por lo tanto, la economía mundial de hidrógeno con una tasa de fuga del 1% tiene un impacto climático del 0.6% del sistema de combustibles fósiles que reemplaza. Si la tasa de fuga fuera del 10%, el impacto climático sería un 6% del impacto del sistema de combustibles fósiles actual.

Sin embargo, el hidrógeno es y podría seguir siendo producido principalmente a partir de combustibles fósiles, que tienen una emisión de CO2 asociada mucho mayor si no se tiene en cuenta la captura de carbono y su almacenamiento/ utilización. Suleman et. al (Suleman, Dincer, & Agelin-Chaab, 2014), estudió el impacto ambiental de diferentes vías de producción de hidrógeno. Entre todas las vías analizadas, el SMR de Gas Natural tiene por lejos el mayor potencial de calentamiento global, como se muestra en la Figura 101.

Figura 101: Emisiones de CO2 por kg de hidrógeno para distintos métodos de producción. (Suleman, Dincer, & Agelin-Chaab, 2014)

19 Tg corresonde a Tera gramos.


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5.1.4. Mercados del hidrógeno verde Como se muestra en la Figura 100 el hidrógeno verde producido con el excedente de energía renovable impulsará nuevos mercados sustentables mientras descarboniza diferentes aplicaciones de energía, industria y movilidad. Esta sección presenta algunos de los proyectos demostrativos de Power-to-X en todo el mundo que están actualmente en curso.

5.1.4.1. ETOGAS – AUDI E-GAS PLANT (ALEMANIA)

La planta de “e-gas” de Audi, en operación desde 2013 y ubicada en Werlte (Alemania), es la mayor instalación industrial de “Power to Gas” construida en el mundo (6 MWe). Se basa en la metanación catalítica de hidrógeno puro y dióxido de carbono en un único reactor de lecho fijo isotérmico.

El hidrógeno proviene de tres electrolizadores alcalinos de 2.0MWe impulsados por un parque eólico off-shore ubicado en el Mar del Norte, que comprende cuatro turbinas de 3.6 MWe y está cofinanciado por Audi AG y una compañía regional de suministro de energía. Además, el CO2 requerido se separa del biogás crudo de una planta de biometano vecina, perteneciente a EWE Biogas GmbH & Co. KG, mediante lavado con amina.

El proceso “Power to Gas” de Audi tiene un 54% de eficiencia (sin tener en cuenta la utilización de la energía térmica producida en el proceso), obteniendo así un gas metano con 13.85 kWh/kg de contenido energético. El flujo máximo de salida de la instalación es de 325 Nm3/h, pero sólo se espera una producción de aproximadamente 1000t por año, debido a la disponibilidad de la energía renovable utilizada para producir el hidrógeno (4000 h por año).

La planta de “Power to Gas”, en contraste con la planta de biogás, no se opera de manera estacionaria sino siguiendo el patrón de suministro de energía. Además, la planta ha sido recientemente habilitada para participar en el mercado eléctrico de servicios complementarios, después de extraer exitosamente 6 MWe de la red.

Figura 102: Diagrama de bloques de la planta ETOGAS.


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La construcción de la planta nació de un proyecto de colaboración entre Audi AG, ETOGAS GmbH (anteriormente denominada Solar Fuel GmbH), el Centro de Investigación de Energía Solar e Hidrógeno Baden Württemberg (ZSW), el Instituto Fraunhofer de Energía Eólica y Tecnología del Sistema Energético (Fraunhofer IWES) y EWE Biogas GmbH & Co.

Figura 103: Etogas – Planta Power-to-Gas de Audi en Wertle, Germany.

5.1.4.2. ELECTROCHEA – BIOCAT (DINAMARCA)

El proyecto “Power-to-Gas via Biological Catalysis” (P2G-BioCat), que se lanzó en febrero de 2014, tiene como objetivo desarrollar la planta de escala comercial más grande del mundo para convertir biogás en metano mediante metanación biológica. La instalación, ubicada en Avedøre (Dinamarca), será operada en modo dinámico para demostrar su capacidad de proporcionar servicios de almacenamiento de energía al sistema energético danés. La fase de construcción comenzó en julio de 2015 y la fase de demostración se completó con éxito en diciembre de 2016.

La fuente de dióxido de carbono corresponde al biogás crudo de un digestor anaeróbico (60% de CH4 y 40% de CO2) o CO2 puro suministrado por un sistema convencional de mejoramiento de biogás. El hidrógeno necesario proviene de un electrolizador alcalino de 1 MWe proporcionado por Hydrogenics. El electrolizador será alimentado con el exceso de energía eólica local, y el oxígeno (subproducto) será reciclado en el proceso de tratamiento de aguas residuales. Además, se integrará el calor generado por la metanación, y el gas natural sintético producido estará destinado a ser inyectado en la red de distribución de 4 bar.


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Figura 104: Diagrama de bloques de BioCat y empresas asociadas.

5.1.4.3. JUPITER 1000 & GRYHD PROJECT (FRANCIA)

El proyecto Jupiter 1000 es la primera demostración industrial de “Power-to-Gas” en europa con una potencia de electrólisis de 1 MWe y un proceso de metanación con captura de carbono. El hidrógeno verde se producirá utilizando dos electrolizadores que utilizan diferentes tecnologías, a partir de energía 100% renovable. La planta se basará en una tecnología de metanación innovadora y se capturará CO2 en un sitio industrial cercano. En vista de los niveles de rendimiento mostrados por la demostración, GRTgaz y sus socios trabajarán en los estándares técnicos y económicos futuros de una instalación de este tipo de tamaño completo. A más largo plazo, la idea es lanzar la actividad “Power to Gas” en Francia. Se podrían producir más de 15 TWh de gas cada año utilizando el sistema “Power to Gas” para el año 2050.

Figura 105: Diagrama de bloques de Jupiter 1000 y empresas asociadas.


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La demostración “Jupiter 1000 Power to Gas” está dirigida por GRTgaz, filial de ENGIE. Varias empresas asociadas están involucradas en la implementación de este proyecto innovador:

• “McPhy Energy” para la fase de electrólisis • “Atmostat” para el reactor de metanación • “Leroux et Lotz” para la tecnología de captura de CO2 • “The French Atomic Energy Commission” (CEA) para el I+D • “La Compagnie Nationale du Rhône” (CNR) para suministrar los excedentes

de energía renovables • “Transport et Infrastructures Gaz France” (TIGF) en conjunto con “GRTgaz”,

para la gestión de la inyección de metano en la red. • Y la “Marseille Fos Port Authority”, que alberga el proyecto

El proyecto GRHYD, lanzado en 2014, es una de las iniciativas más importantes en Francia en el desarrollo del hidrógeno. Coordinado por ENGIE en conjunto con otros 10 socios, este se beneficia del apoyo de ADEME bajo “Investments for the Future” y se prueba en gran escala en el territorio de la Comunidad Urbana de Dunkerque. GRHYD proviende del francés “Gestion des Réseaux par l’injection d’Hydrogène pour Décarboner les énergies” y su objetivo es producir hidrógeno a partir de electricidad renovable, suministrarlo a los clientes como una mezcla NG-H2 por medio de la red de distribución de gas y consumirlo localmente.

Este proyecto consiste en dos proyectos demostrativos en el territorio de Dunkerque:

• Un proyecto de combustible “Hythane"® (Hidrógeno + Metano) a escala industrial, donde una estación de autobuses de GNC será adaptada a la mezcla de hidrógeno y gas natural, hasta un 6% de hidrógeno y luego hasta un 20%.

• Un proyecto de inyección de hidrógeno en una red de distribución de gas natural. En donde, un nuevo vecindario de alrededor de 100 unidades de vivienda en Cappelle-la-Grande será alimentado por una mezcla de hidrógeno y gas natural, en proporciones variables de hidrógeno menores al 20% en volumen.

La duración de estos dos pilotos abarca un período de 5 años. Estos evaluarán la relevancia técnica, económica y ambiental de este nuevo sector energético.


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Figura 106: Esquema general del proyecto GRHYD y las empresas asociadas.

5.1.4.4. MICRO COMBINED HEAT & POWER INICIATIVES (EUROPA)

CALLUX es la prueba concreta más grande de Alemania para los sistemas de calefacción de uso doméstico, a través de Celdas de Combustible. Este es un proyecto lanzado junto con socios de la industria y con el apoyo del Ministerio Federal Alemán de Transporte e Infraestructura Digital (BMVI). Como parte del Programa Nacional de Innovación para la Tecnología de Hidrógeno y de Celda de Combustible, el cual es coordinado por NOW GmbH. La industria, junto con BMVI, está invirtiendo 75 millones de euros para promover el uso de esta tecnología innovadora. Iniciado en septiembre de 2008 en el marco del Programa Nacional de Innovación para la Tecnología de Hidrógeno y celda de combustible (NIP), el proyecto de demostración Callux se ha completado con éxito y finalizará con la introducción comercial de los sistemas de mCHP. Tres fabricantes de sistemas participan en el proyecto -BAXI INNOTECH, Hexis y Vaillant- así como cinco empresas de servicios -EnBW, E.ON, EWE, MVV Energie y VNG Verbundnetz Gas. A nivel de proyecto, Callux es coordinado por el Centro de Investigación de Energía Solar e Hidrógeno (ZSW).

Figura 107: Esquema de generación y recuperación de calor (mCHP) para aplicaciones residenciales.

El proyecto ene.field es la demostración europea más grande de la última solución de energía inteligente para el sector residencial: calor y electricidad a partir de una Celda de Combustible (micro-CHP). El proyecto ene.field implementó más de 1,000 unidades en 10 países europeos claves. Representó un cambio radical en el volumen de la implementación de esta tecnología de micro-CHP (micro FC-CHP) en Europa y un paso significativo hacia la comercialización de la tecnología.


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Figura 108: Empresas participantes en ENE.FIELD.

El proyecto reunió a 10 fabricantes europeos maduros de mCHP en un marco de análisis común para ofrecer pruebas de todas las tecnologías de celdas de combustibles disponibles. Se han instalado y monitoreado activamente pruebas en viviendas de toda la gama de mercados europeos de calefacción doméstica, tipos de vivienda y zonas climáticas, lo que condujo a un tremendo conjunto de datos sobre consumo de energía doméstica y aplicabilidad de micro-CHP en toda Europa.

Al aprender los aspectos prácticos de instalar y soportar una flota de vehículos con celdas de combustible, los socios de ene.field dieron el último paso antes de que puedan comenzar el despliegue comercial, a través del sucesor de ene.field, el proyecto PACE. El aumento en volumen para los fabricantes involucrados ha estimulado la reducción de costos de la tecnología al permitir pasar de productos fabricados a mano a producción en serie.

PACE es un importante proyecto de la UE que inicia el despliegue europeo a gran escala de la última solución de energía inteligente para hogares privados, la micro-cogeneración con celda de combustible.

El proyecto permitirá que más de 2.500 familias en toda Europa aprovechen los beneficios de este sistema de energía para el hogar. El proyecto permitirá a los fabricantes avanzar hacia la industrialización de los productos y fomentará el desarrollo del mercado a nivel nacional mediante la participación de los profesionales de la construcción con la comunidad energética en general.

El proyecto PACE, que significa "Camino a un mercado europeo de micro-cogeneración de “Celdas de Combustible competitivo (Pathway to a Competitive European Fuel Cell micro-Cogeneration market)”, está cofinanciado por “Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking” (FCH JU) y reúne fabricantes europeos, utilities e institutos de investigación europeos que permite la disponibilidad de los productos a lo largo de 11 países europeos.

El objetivo del proyecto es desbloquear el mercado para la penetración a gran escala de la micro-Cogeneración a través de Celda de combustible, mediante la preparación de la cadena de suministro y trabajando con los responsables de las políticas en los países seleccionados, para promover una transición exitosa a la comercialización en masa.


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Figura 109: Iniciativas de mCHP y su impacto en el mercado.

Las unidades de micro-cogeneración con Celda de combustible han demostrado una disponibilidad tecnológica en proyectos de demostración europeos y nacionales previos (incluidos Callux, ene.field, SOFT-PACT, Fuel Cell@home, Crisalide y otros). Sin embargo, se necesita una implementación a mayor escala para permitir a los proveedores superar el punto de mayor riesgo en la comercialización de nuevos productos, donde los volúmenes permanecen bajos y donde se requiere una reducción de costos significativa para llevar la tecnología a una propuesta comercial. Se espera que el proyecto PACE facilite la transición a volúmenes mayores del orden de 10.000 unidades/año posterior a 2020.

5.1.4.5. BIG HIT PROJECT (ESCOCIA)

El Proyecto “BIG HIT”, “Building Innovative Green Hydrogen Systems in Isolated Territories”, es un proyecto demostrativo para la producción de Hidrógeno en las islas de Eday y Shapinsay (Escocia) usando energía eólica y mareomotriz.

La electricidad renovable generada en las islas de Eday y Shapinsay es utilizada en electrolizadores para producir hidrógeno. Este hidrógeno luego se almacena como gas a alta presión en racks de tuberías (o tube trailers), que pueden ser transportados a territorio continental en Orkney.

BIG HIT utiliza dos electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM) de última generación. El electrolizador Shapinsay tiene una capacidad de 1MW y el electrolizador Eday tiene una capacidad de 0.5MW, ambos ubicados cerca de los recursos de generación renovable. El hidrógeno actúa como un medio de almacenamiento de energía que luego puede convertirse de nuevo en calor y energía para edificios y embarcaciones en el puerto de Kirkwall, así como también puede usarse como combustible para la operación de vehículos de hidrógeno de emisiones cero en Kirkwall y sus alrededores.


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Figura 110: Esquema del proyecto BIG HIT.

Estos dos electrolizadores PEM producen aproximadamente 50 toneladas de hidrógeno cada año a partir de fuentes renovables. Este hidrógeno verde se puede usar para calefacción de edificios locales y también se puede transportar en ferry a Kirkwall en 5 “tube-trailers” de gas comprimido. En Kirkwall, una celda de combustible de hidrógeno de 75 kW suministra calor y energía para: varios edificios portuarios, un embarcadero y 3 ferries (cuando están anclados). Y finalmente, una estación en Kirkwall de reabastecimiento de hidrógeno como combustible alimenta los 10 vehículos “Symbio” de hidrógeno.

BIG HIT demuestra el uso del hidrógeno como una solución y un vector flexible de almacenamiento de energía, transportando hidrógeno en un “tube trailer” a tierra continental en Orkney. Este proyecto se ha utilizado para demostrar aplicaciones reales de uso final de hidrógeno, incluyendo la energía auxiliar y el calor para transbordadores en el puerto de Kirkwall, alimentando una flota de vehículos ligeros de hidrógeno de autonomía extendida y calefacción para edificios en el área de Kirkwall.

El 14 de mayo de 2018 se realizó el primer reabastecimiento de combustible de un vehículo de hidrógeno en las Islas Orkney con hidrógeno renovable producido localmente. El proyecto “Building Innovative Green Hydrogen Systems in an Isolated Territory” (BIG HIT) llevó a cabo el primer reabastecimiento de combustible de la flota de cinco furgonetas Renault Kangoo (cero emisiones), equipadas con la ampliación de autonomía de hidrógeno “Symbio”, en la estación de reabastecimiento de combustible “ITM Power” en Hatston. Este es un gran primer paso hacia la creación de un verdadero territorio de hidrógeno en las Islas Orkney.


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5.1.4.6. HYCHICO PROJECTS (ARGENTINA)

Hychico es una empresa que forma parte del grupo argentino CAPSA-Capex, el cual se ha dedicado a la Exploración y Explotación de Petróleo y Gas y a la producción de Energía Eléctrica y Gases Licuados de Petróleo en la Patagonia Argentina desde hace más de 30 años. Centrado en las energías renovables, el objetivo de Hychico es la producción de hidrógeno a partir de la energía eólica en la Patagonia. La visión de la compañía es que el hidrógeno jugará un papel importante en la demanda mundial de energía como un vector de energía, y que las industrias que pertenecen al sector de la energía deben invertir sus esfuerzos y recursos en el desarrollo de energías sustentables.

La Planta de Hidrógeno de Hychico comenzó a operar en enero de 2009. Está ubicada en las afueras de la ciudad de Comodoro Rivadavia, Provincia de Chubut, y es la primera fase del proyecto piloto “Large Scale Clean Hydrogen Production in Patagonia Argentina”. La segunda fase correspondió a la puesta en marcha de un parque eólico de 6.3 MW que alimenta 0.8 MW a la planta de hidrógeno y la producción restante se venderá al sistema eléctrico interconectado nacional.

En 2010, Hychico comenzó los estudios geológicos para iniciar un almacenamiento de hidrógeno subterráneo en un depósito de gas natural agotado ubicado cerca de sus instalaciones. Se aprobó una Evaluación de Impacto Ambiental y un proceso de audiencia pública, y entonces se inició un programa que involucraba múltiples etapas con diferentes ciclos de inyección y extracción de hidrógeno y gas natural.

En asociación con la BRGM (Bureau de Recherches Géologiques et Minières), Hychico está desarrollando actualmente otro proyecto piloto que se centra en el potencial de los depósitos de gas natural agotados para lograr la producción de metano mediante procesos biológicos. Como este gas natural sintético generado cumple con todos los requisitos del gas natural convencional, puede usarse en cualquier aplicación de gas natural y tecnologías de combustión directa.

El objetivo es conocer los factores clave que intervienen en los procesos, incluida la caracterización de los microorganismos y la optimización de los procesos.

Figura 111: Planta de producción de hidrogeno Hychico en Chubut, Argentina.


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Figura 112: Almacenamiento de hidrogeno en cavernas y biometanización de un sistema Power-To-Gas.

5.1.4.7. REFHYNE

El proyecto REFHYNE instalará y operará un electrolizador de 10MW de “ITM Power” en una gran refinería en Renania, Alemania, operada por Shell Deutschland Oils. El electrolizador proporcionará grandes cantidades de hidrógeno al sistema actual de la refinería (suministrado por dos reformadores a vapor de metano). El electrolizador se operará en un modo altamente flexible, que ayudará a equilibrar la red eléctrica interna de la refinería y también a vender el servicio de control primario de frecuencia a los operadores del sistema de transmisión alemán.

La combinación de ventas de hidrógeno a la refinería y pagos compensatorios crean un caso comercial que justifica esta instalación. Este caso de negocios será evaluado en detalle, en una iniciativa de 2 años de análisis técnico-económico y ambiental.


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El modelo de negocio de REFHYNE es replicable en mercados con una estructura regulatoria similar a la de Alemania. Sin embargo, para expandir este mercado a una escala de GW, se necesitarán nuevos modelos de negocio. Estos incluirán la valoración del hidrógeno verde como un insumo para los procesos industriales (para alcanzar los objetivos de la política de carbono) y también en la venta a los mercados de movilidad de hidrógeno. El proyecto REFHYNE reunirá datos del mundo real sobre estos modelos y utilizará esto para simular el modelo de electrolizador en una gran cantidad de condiciones de mercado. Esto se utilizará para generar informes sobre las condiciones en las que los modelos de negocio del electrolizador se vuelven viables, con el fin de proporcionar la base de información requerida para justificar los cambios en las políticas existentes.

El electrolizador REFHYNE será el más grande del mundo y ha sido diseñado como el pilar fundamental para electrolizadores futuros de hasta 100 MW y más. REFHYNE incluye un estudio de diseño de las opciones para un electrolizador de 100MW en la refinería “Rhineland”, que ayudará a preparar el mercado para despliegues a esta escala.

Figura 113: Empresas asociadas en el proyecto REFHYNE.

5.1.4.8. REVIVE

REVIVE, sigla para “Refuse Vehicle Innovation and Validation in Europe”, es un proyecto pionero que se centra en el transporte sostenible y limpio de residuos urbanos en Europa.

El proyecto será coordinado por Tractebel y se basa en una asociación de quince miembros. Entre ellos, los fabricantes de vehículos (E-Trucks) y los productores de Celdas de Combustible (Swiss Hydrogen, Symbio FCell) trabajarán en conjunto para desarrollar un camión de basura a celdas de combustible de alto rendimiento. Quince camiones a celdas de combustible se operarán y probarán en siete sitios: Amberes en Bélgica, Ámsterdam, Breda, Groningen, Helmond (operado por “SUEZ Netherlands”) y Roosendaal (operado por Saver) en los Países Bajos y en la Provincia autónoma de Bolzano (operado por SEAB SPA y ASM Merano-Stadtwerke Meran) en Italia.


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Mediante un extenso monitoreo y análisis de datos, el socio del proyecto “CEA” proporcionará evidencia sólida de la viabilidad de la tecnología de celdas de combustible en vehículos pesados. La difusión general estará a cargo de Element Energy, quien se asegurará de que los resultados del estudio sean bien entendidos por el público, la industria en general y los políticos relevantes. Asimismo, el proyecto demostrará cómo las estaciones de reabastecimiento de hidrógeno con grandes demandas diarias pueden ser comercialmente viables.

El objetivo general de REVIVE es ser el ejemplo más grande, hasta la fecha, de camiones a celdas de combustible de autonomía extendida, una de las pocas opciones para la transición energética de vehículos pesados. Para los camiones urbanos, existe una creciente necesidad de soluciones de cero emisiones para cumplir con las próximas restricciones impuestas por las ciudades como parte de las estrategias de reducción de la contaminación. El proyecto REVIVE será un paso importante hacia la comercialización de camiones de basura con celdas de combustible y desarrollará la tecnología para su aplicación en todos los tipos de camiones que puedan satisfacer las necesidades de los operadores de transporte pesado. El lanzamiento del proyecto fue el 17 de enero de 2018 en Bruselas.

Figura 114: Camión a hidrógeno y empresas asociadas participantes del proyecto REVIVE.

5.1.4.9. H2ME & H2ME2

El proyecto H2ME1 comenzó en 2015 y se extenderá hasta mediados de 2020. Este proyecto de 5 años aumentará el número de vehículos eléctricos con celdas de combustible (FCEVs) que operan en las carreteras de Europa y conducirá a la creación de una red de estaciones de abastecimiento de hidrógeno. Con más de 300 vehículos y 29 estaciones de servicio de última generación, el proyecto es uno de los proyectos coordinados de despliegue de hidrógeno más ambiciosos que se han intentado en Europa hasta la fecha.


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El proyecto H2ME2 se inició en mayo de 2016 y se basa en la experiencia H2ME1. Ampliará significativamente la flota de vehículos de hidrógeno europeos y el hacerlo, tendrá como objetivo confirmar la preparación técnica y comercial de vehículos, estaciones de servicio y técnicas de producción de hidrógeno. Con sus más de 1.100 automóviles, furgonetas y camiones, y 20 HRS, H2ME2 recomendará e identificará cualquier brecha que pueda impedir la plena comercialización, así como la recopilación de resultados para respaldar futuras inversiones.

Juntos, los proyectos H2ME1 y H2ME2, demuestran la amplitud y la profundidad del compromiso con el transporte en carretera impulsado por hidrógeno como una solución europea a la necesidad de tener alternativas viables y competitivas a los combustibles fósiles.

5.1.4.10. JAPAN HYDROGEN SOCIETY

El cuarto Plan Estratégico de Energía adoptado por Japón en abril de 2014 declaró: "Dado que la innovación tecnológica ha progresado, ahora es el momento de llevar a cabo una deliberación exhaustiva sobre la realización de una 'sociedad basada en el hidrógeno', que utiliza el hidrógeno como energía". Por lo anterior en Junio de 2014, el Consejo para una Estrategia para Hidrógeno y Celdas de Combustible, integrado por expertos de sectores industriales, académicos y gubernamentales, creó la hoja de ruta japonesa para el Hidrógeno y Celdas de Combustible.

Dicha hoja de ruta busca realizar una sociedad basada en el hidrógeno paso a paso bajo un programa de tres etapas, considerando cuidadosamente los períodos cortos y largos plazo necesarios para superar los desafíos tecnológicos y asegurar la eficiencia económica:

• Etapa 1: Expansión significativa del uso del hidrógeno. Al expandir los usos de las celdas de combustibles, tanto para aplicaciones estáticas como de movilidad (FC-EV), Japón pretende capturar el mercado global de hidrógeno que por ahora lidera.

• Etapa 2: Plena introducción de sistemas de generación de energía de hidrógeno y establecimiento de un sistema de suministro de hidrógeno a gran escala (para la segunda mitad de la década del 2020). Al aumentar aún más la demanda de hidrógeno, Japón aumentará el alcance de las fuentes de hidrógeno actuales para cubrir fuentes de energía no utilizadas actualmente y establecer una nueva estructura de energía secundaria.

• Etapa 3: Establecimiento de un sistema de suministro de hidrógeno libre de emisiones de CO2 (alrededor de 2040). Japón combinará la producción de hidrógeno con CCS o usará hidrógeno de fuentes renovables para establecer un sistema de suministro de hidrógeno totalmente libre de CO2.

Basado en el desarrollo del uso del hidrógeno actual, la hoja de ruta se revisó en marzo de 2016 para incluir en la hoja de ruta y en los objetivos la expansión del uso de las celdas de combustible para usos residenciales (Ene-Farms), FC-EV y hacer que las estaciones de hidrógeno sean independientes.


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En abril de 2017, el Consejo del Ministerio sobre Energía Renovable e Hidrógeno celebró su primera reunión para discutir iniciativas y así expandir la energía renovable y realizar una sociedad basada en el hidrógeno. El Consejo adoptó un plan para decidir una estrategia básica que le permita al gobierno unirse a la promoción de iniciativas que garanticen que Japón se convierta en el primer país del mundo en realizar una sociedad basada en hidrógeno. El plan fue especificado en la Estrategia de Inversiones para el Futuro 2017 (Decisión del Gabinete del 9 de junio de 2017).

Dicho plan estratégico incluye una hoja de ruta para la introducción y difusión de tecnología, posiciona al hidrógeno como un nuevo vector energético libre de carbono y representa una política que dirige a todo el gobierno para implementar medidas relevantes. Basado en la estrategia, Japón resolverá los desafíos de la seguridad energética y la reducción de emisiones de GEI simultáneamente, realizará esfuerzos nacionales para utilizar el hidrógeno y se convertirá en el primer país del mundo en realizar una sociedad basada en el hidrógeno para liderar el mundo en el uso del hidrógeno

A modo de ejemplo para incrementar el apoyo de los ciudadanos para crear una sociedad de hidrógeno, Japón demostrará en los Juegos Olímpicos y Paralímpicos de Tokio 2020 a sus ciudadanos y visitantes extranjeros el desarrollo de sus iniciativas, entre las cuales se mostrarán:

• Estaciones de reabastecimiento de hidrógeno • Autos y Buses de Celdas de Combustibles • Celdas de Combustible para electricidad y calor • Suministro estable de hidrógeno

5.1.4.11. JAPANESE COURSE 50 & EUROPEAN H2FUTURE

En la iniciativa "Cool Earth 50" anunciada por el entonces primer ministro Shinzo Abe en mayo de 2007, se propuso lograr la compatibilidad entre la protección del medio ambiente y el crecimiento económico mediante la utilización de tecnologías de ahorro de energía y similares. Para lograr este objetivo, se estableció la iniciativa "COURSE 50" o "CO2 Ultimate Reduction in Steelmaking Process by Innovative Technology for Cool Earth 50" como uno de los desarrollos tecnológicos innovadores.

La iniciativa tiene como objetivo desarrollar tecnologías para reducir las emisiones de CO2 en aproximadamente un 30% mediante la supresión de las emisiones de CO2 de los altos hornos, así como la captura, separación y recuperación de CO2 del gas de alto horno (BFG). Además, se busca establecer las tecnologías al 2030 con el objetivo final de industrializar y transferir las tecnologías desarrolladas para 2050.


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Figura 115. Nuevas tecnologías propuestas por el proyecto COURSE 50, reducción mediante hidrógeno puedes ser vista en el bloque verde de la izquierda.

En los procesos de fabricación de acero convencionales, el hierro se reduce mediante la utilización de CO generando CO2 como producto secundario. Por el contrario, al realizar la reducción con hidrógeno, se genera H2O en vez de CO2 y por lo tanto se disminuyen sustancialmente las emisiones de CO2 asociadas al proceso.

H2FUTURE es un proyecto emblemático europeo para la generación de hidrógeno verde a partir de electricidad procedente de fuentes de energía renovables. Bajo la coordinación de la empresa VERBUND, el fabricante de acero Voestalpine y Siemens, fabricante de electrolizadores de membrana de intercambio de protones (PEM), se instalará y operará un sistema de electrólisis a gran escala de 6 MW en la planta de acero en Linz, Austria. El operador austriaco de sistemas de transmisión (TSO) Austrian Power Grid (APG) apoyará el desarrollo de la planta de electrólisis para la prestación de servicios auxiliares.

El proyecto H2FUTURE comenzó el 1 de enero de 2017 y tiene una duración de 4,5 años.


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5.1.5. Actores internacionales de hidrógeno

5.1.5.1. PROVEEDORES DE HIDRÓGENO

Los principales proveedores de hidrógeno se resumen en esta sección.

5.1.5.1.1. Air Liquide • País: Francia • Tipo de institución: multinacional • Modos de suministro: Bulk, cilindros de alta presión, producción in-situ

(SMR), tubería. • Información de Contacto: +56 2 465 7600 • Web: https://www.airliquide.com/chile

5.1.5.1.2. Air Products • País: EE. UU. • Tipo de institución: multinacional • Modos de suministro: Líquido criogénico, bulk, cilindros de alta presión,

producción in-situ (SMR), tubería. • Información de Contacto: 866-826-6035 • Web: http://www.airproducts.com/products/Gases/Hydrogen.aspx

5.1.5.1.3. Praxair • País: EE. UU. • Tipo de institución: multinacional • Modos de suministro: Bulk, cilindros de alta presión, producción in-situ

(SMR), tubería • Información de Contacto: 1-800-772-9247 • Web: http://www.praxair.com/gases/buy-compressed-hydrogen-gas-or-liquid-

hydrogen/?tab=supply-options

5.1.5.1.4. The Linde Group • País: Alemania • Tipo de institución: multinacional • Modos de suministro: Bulk, cilindros de alta presión, producción in-situ (verde

y SMR), tubería • Información de Contacto: Corporate Communications, Klosterhofstraße 1,

80331 München, Teléfono +49 (0)89 357 57-1322, Fax +49.89.357 57-1398 • Web: https://www.the-linde-

group.com/en/clean_technology/clean_technology_portfolio/hydrogen_energy_h2/experience_h2/index.html


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5.1.5.2. PROVEEDORES DE ELECTROLIZADORES

Los principales proveedores de electrolizadores, como se ilustra en la siguiente figura, se resumen en esta sección.

Figura 116: Principales suministradores de electrolizadores a nivel mundial (Carmo, 2016).

5.1.5.2.1. Thyssenkrup • País: Alemania • Tipo de institución: Grupo Multinacional • Tipo: electrolizador alcalino • Información de contacto: Lukas Lüke, teléfono: +49 231 547 7073 • Web:https://www.thyssenkrupp-uhde-chlorine-engineers.com/en/products

/water- electrolysis/hydrogen-energy/

5.1.5.2.2. NEL • País: Noruega • Tipo de institución: Producción de Electrolizadores • Tipo: electrolizador alcalino • Información de contacto: [email protected], +47 23 24 89 50 • Web:http://www.fch.europa.eu/sites/default/files/S2.3-

J.A.L%C3%B6kke%2CNel.pdf

mailto:[email protected]


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5.1.5.2.3. AREVA • País: Francia • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: electrolizador PEM • Información de contacto: +33181871240 • Web:http://www.arevah2gen.com/en/products-services/hydrogen-generators

5.1.5.2.4. Siemens • País: Alemania • Tipo de institución: multinacional • Tipo: electrolizador PEM • Información de contacto: [email protected] • Web: https://www.siemens.com/global/en/home/products/energy/renewable-

energy/hydrogen-solutions.html

5.1.5.2.5. ITM Power • País: Reino Unido • Tipo de institución: Fabricante - Sociedad anónima • Tipo: electrolizador PEM • Información de contacto: [email protected] • Web: http://www.itm-power.com/

5.1.5.2.6. McPhy • País: Francia • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: electrolizador alcalino

Información de contacto: +33 (0) 4 75 71 15 05 • Web: https://mcphy.com/en/

5.1.5.2.7. H-TEC Systems • País: Alemania • Tipo de institución: investigación y fabricante • Tipo: electrolizador PEM • Información de contacto: [email protected] • Web: https://www.h-tec-systems.com/en/

5.1.5.2.8. Greenerity • País: Alemania • Tipo de institución: investigación y fabricante • Tipo: electrolizador PEM • Información de contacto: [email protected] • Web: http://www.greenerity.com/

5.1.5.2.9. Hydrotechnik • País: Alemania


https://mcphy.com/en/




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• Tipo de institución: Fabricante • Tipo: electrolizador alcalino • Información de contacto: 0721 591495, [email protected] • Web: https://www.hydrotechnik.com/en-uk/

5.1.5.2.10. Sunfire • País: Alemania • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: electrolizador de SOEC • Información de contacto: [email protected]

5.1.5.2.11. Proton On Site • País: EE. UU. • Tipo de institución: soluciones de gas de calidad del fabricante • Tipo: electrolizador PEM • Información de contacto: [email protected] • Web: https://www.sunfire.de/en/

5.1.5.2.12. Giner Labs • País: EE. UU. • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: electrolizador PEM • Información de contacto: [email protected] • Web: https://www.ginerinc.com/

5.1.5.2.13. Teledyne • País: EE. UU. • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: electrolizador alcalino • Información de contacto: teléfono 410.771.8600 • Web: http://www.teledyne.com/

5.1.5.2.14. Hydrogenics • País: Canadá • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: electrolizador PEM, electrolizador alcalino y celdas de combustible • Información de contacto: [email protected], • Web: http://www.hydrogenics.com/

5.1.5.2.15. Asahi Kasei • País: Japón • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: electrolizador alcalino • Información de contacto: +81-3-3296-3227 • Web: https://www.asahi-kasei.co.jp/asahi/en/contact_us/contact_us.html

5.1.5.2.16. Toshiba • País: Japón





https://www.asahi-kasei.co.jp/asahi/en/contact_us/contact_us.html


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• Tipo de institución: Fabricante • Tipo: electrolizador alcalino • Información de contacto: N/A • Web: https://www.toshiba-newenergy.com/en

5.1.5.2.17. Honda • País: Japón • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: electrolizador PEM (estación inteligente de hidrógeno) • Información de contacto: 03-3423-1111/ • Web: http://world.honda.com/FuelCell/HydrogenStation/SHS/

5.1.5.3. MOVILIDAD

5.1.5.3.1. Nikola Motor Company • País: EE. UU. • Tipo de institución: tecnología de movilidad para trabajo pesado • Tipo: vehículo eléctrico híbrido • Información de contacto: [email protected] • Web: https://nikolamotor.com/

5.1.5.3.2. Honda • País: Japón • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: Electromovilidad con celdas de combustible, • Información de contacto: 03-3423-1111 • Web: http://world.honda.com/FuelCell/

5.1.5.3.3. Hyundai • País: Corea • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: Electromovilidad con celdas de combustible • Información de contacto: [email protected] • Web: https://www.hyundai.com/worldwide/en/eco/ix35-fuelcell/highlights

5.1.5.3.4. Toyota • País: Japón • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: Electromovilidad con celdas de combustible, • Información de contacto: 1 (800) 331-4331 • Web: https://ssl.toyota.com/mirai/fcv.html

5.1.5.3.5. Alstom • País: Francia • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: tren de pasajeros con Celda de combustible


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• Información de contacto: + 33 (0) 1 57 06 90 00 • Web: http://www.alstom.com/

5.1.5.4. ESTACIÓN DE ABASTECIMIENTO DE HIDRÓGENO

5.1.5.4.1. ITM Power • País: Reino Unido • Tipo de institución: Fabricante - Sociedad Anónima • Información de contacto: +44 (0) 114 261 5972 • Web: http://www.itm-power.com/

5.1.5.4.2. Shell • País: Países Bajos • Tipo de institución: Compañía de Petróleo y Gas • Información de contacto: +31 70 377 9111 • Web: https://www.shell.com/energy-and-innovation/the-energy-future/future-

transport/hydrogen.html

5.1.5.4.3. True Zero • País: EE. UU. • Tipo de institución: red de abastecimiento de hidrógeno • Información de contacto: +1 844-878-9376 • Web: http://www.truezero.com/

5.1.5.5. PROVEEDORES DE CELDAS DE COMBUSTIBLE

5.1.5.5.1. Ballard Power System • País: Canadá • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: celdas de combustible de membrana de intercambio de protones (PEM)

para aplicaciones estacionarias y automotrices. • Información de contacto: 604-454-0900 • Web: http://www.ballard.com

5.1.5.5.2. Fuel Cell Energy • País: EE. UU. • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: celdas de combustible de varios tipos, • Información de contacto: 203-825-6000 • Web: http://www.fuelcellenergy.com

5.1.5.5.3. Hydrogenics • País: Canadá • Tipo de institución: Fabricante


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• Tipo: sistemas de energía PEM Celda de combustible para vehículos eléctricos híbridos, grúas horquillas, autobuses de tránsito, respaldo de centros de datos y telecomunicaciones, y energía de reserva “off-grid”

• Información de contacto: (905) 361-3660 • Web: http://www.hydrogenics.com

5.1.5.5.4. Plug Power • País: EE. UU. • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: Celdas de combustible PEM • Información de contacto: 518-782-7700 • Web: http://www.plugpower.com

5.1.5.5.5. Ceres Power • País: Reino Unido • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: sistemas de energía en base a celda de combustible. • Información de contacto: +44 (0) 1403273463 • Web: http://www.cerespower.com

5.1.5.5.6. SFC Energy • País: Alemania • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: sistemas de energía en base a celda de combustible • Información de contacto: +49 89/673 592-0 • Web: http://www.sfc.com

5.1.5.5.7. Siemens • País: Alemania • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: Celda de combustible tipo PEM • Información de contacto: +49 (69) 797 6660 • Web: http://www.siemens.com

5.1.5.5.8. Proton Energy Systems • País: EE. UU. • Tipo de institución: Fabricante • Tipo: sistemas con celda de combustible, generadores de hidrógeno,

reabastecedores de hidrógeno. • Información de contacto: 203 678 2000 / • Web: http://www.protonenergy.com


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5.1.5.6. ORGANIZACIONES

5.1.5.6.1. Hydrogen Europe • Misión: Reunir a diversos actores de la industria, grandes empresas y pymes,

que apoyan la entrega de tecnologías de hidrógeno y celdas de combustible, para permitir la adopción de una energía abundante y confiable que impulsa de manera eficiente la economía europea con bajas emisiones de carbono.

• Contacto: +32 2 54 087 75 / [email protected] • Web: https://hydrogeneurope.eu/

5.1.5.6.2. Hydrogen Council • Misión: The Hydrogen Council es una iniciativa global de compañías líderes

en energía, transporte e industria con una visión unida y una ambición a largo plazo para que el hidrógeno promueva la transición energética.

• Contacto: +32 (0) 2 289 04 99 / [email protected] • Web: http://hydrogencouncil.com/

5.1.5.6.3. Fuel Cell & Hydrogen Association • Misión: The Fuel Cell and Hydrogen Energy Association (FCHEA) representa

a las principales compañías y organizaciones que están avanzando en tecnologías energéticas innovadoras, limpias, seguras y confiables. FCHEA impulsa el soporte y brinda una voz consistente de la industria a los reguladores y a los creadores de políticas. Nuestros esfuerzos educativos promueven los beneficios ambientales y económicos de las celdas de combustible y las tecnologías de energía de hidrógeno.

• Contacto: (202) 261-1337 / [email protected] • Web: http://www.fchea.org/

5.1.5.6.4. Hydrogen & Fuell Cell Join Undertaken • Misión: la Oficina de Programas brinda oportunidades para las tecnologías de

celdas de combustible e hidrógeno como una solución de energía limpia, segura y eficiente para estar lista para el mercado a través de una comprometida alianza europea público-privada.

• Contacto: +32 2 221 81 48 / [email protected] • Web: http://www.fch.europa.eu/

5.1.5.6.5. HESS: Hydrogen Energy System Society of Japan • Misión: HESS tiene como objetivo fomentar la investigación y desarrollo de

tecnologías de hidrógeno y dedicarse a avanzar en la transición a una economía de hidrógeno sostenible a través de actividades tales como talleres, giras técnicas y exposiciones para ayudar al intercambio de información y transferencia de información entre el gobierno, industria, academia y miembros.

• Contacto: [email protected] • Web: http://www.hess.jp/en/index.html

http://www.fch.europa.eu/


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5.1.5.7. NUEVOS ACTORES EN EL HIDRÓGENO

5.1.5.7.1. H2B2 • País: España • Tipo de institución: empresa de tecnología • Tipo: Electrolizador PEM • Información de contacto: +34 670491540 / [email protected] • Web: http://h2b2.es

5.1.5.7.2. Hydrogenious • País: Alemania • Tipo de institución: empresa de tecnología • Tipo: almacenamiento de hidrógeno y portadores de hidrógeno orgánico

líquido (LOHC) • Información de contacto: +49 (0) 9131-12640-0 / [email protected] • Web: www.hydrogenious.net

5.1.5.7.3. HDF (Hydrogene de France) • País: Francia • Tipo de institución: productor independiente de energía • Tipo: solución de almacenamiento de energía basada en hidrógeno • Información de contacto: +33 (0) 5 56 77 11 11 / [email protected] • Web: https://www.hdf-energy.com/


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5.2. Visión general del hidrógeno en chile

En Chile la situación del hidrogeno dista bastante de la tendencia global de uso ya sea como materia prima para la industria química o vector energético. Los químicos como el amoniaco, metanol y peróxido de hidrogeno, producidos principalmente a partir de gas metano, son importados mediante cargueros en los principales puertos del país, relegando a la producción local a una porción minoritaria. Así mismo el uso de hidrogeno como vector para la decarbonización de la matriz energética completa del país a través de uso en sistemas “Power to Power, Power to Gas y/o Power to Chemical es desconocido y no existen proyectos industriales concretos para su implementación, salvo algunas iniciativas de investigación y desarrollo de Universidades y entidades gubernamentales y un proyecto piloto de EPS en la central geotérmica Cerro Pabellón.

Actualmente el principal uso del hidrogeno en Chile se ha relegado a un segundo plano como un insumo químico para la industria con una marcada participación en la en la refinación de petróleo, y en menor medida en en la industria alimenticia, refrigeración de turbogeneradores, industria de producción de vidrios y tratamientos térmicos de metales.

5.2.1. Producción de hidrógeno y usos en la industria En Chile existen 3 empresas con plantas de producción de hidrógeno, Linde Gas Chile S.A. e Hidrógeno Bio Bio, las cuales utilizan proceso de reformación de gas metano con vapor para la producción de hidrógeno, e Indura S.A., la cual produce hidrógeno de alta pureza mediante electrolisis. Además, desde el 2017, Enel junto a Electric Power System (EPS) inauguró la primera micro-red con producción de energía solar y almacenamiento de hidrogeno para abastecer de energía al campamento de la central geotérmica Cerro Pabellón ubicada en el norte de Chile.

5.2.1.1. HIDRÓGENO PARA REFINERÍA

El mayor uso del hidrógeno en Chile ocurre en las refinerías para procesos de hidrogenación los que tienen como objetivo principal la obtención de fracciones ligeras de crudo aumentando su contenido en hidrógeno y disminuyendo su peso molecular. De forma simultánea se utiliza para separar elementos indeseados como azufre, nitrógeno y metales.

5.2.1.1.1. Planta hidrógeno Enap Refinería Aconcagua 1. Ubicación: Concón, región de Valparaiso. 2. Propietario: Linde Chile S.A 3. Cliente: Enap Aconcagua 4. Proceso de producción: reformado de metano (SMR en sus siglas en inglés) 5. Puesta en marcha: 2006


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Linde construyó y opera desde el 2006 la planta de producción de hidrógeno para Enap Aconcagua, con una capacidad de producción de 4,200 kg/h de hidrógeno (equivalente a 46,700 Nm3/h) a 21 bar y 30 °C, para suplir la demanda de hidrógeno de 3,003 kg/h (equivalente a 36.000 Nm3/h), a través de cañerías (GIZ, 2018). Esta planta produce hidrógeno a través del reformado de metano con vapor el cual utiliza como insumo principal gas natural de red y como insumos secundarios nafta y gas licuado de petróleo.

5.2.1.1.2. Planta hidrógeno Enap Refinerías Talcahuano (ex Petrox) 1. Ubicación: Hualpen, región de Bío-Bío. 2. Propietario: Compañía Hidrógenos del Bío-Bío 3. Cliente: Enap Biobío 4. Proceso de producción: reformado de metano (SMR en sus siglas en inglés) 5. Puesta en marcha: 2005

Compañía Hidrógenos del Biobío (CHBB) opera la planta productora de hidrógeno para la refinería Enap Biobío, la cual está diseñada para tener una producción de hidrógeno de 25 MMscfd de 99.9 % de pureza a 25 bar y 35 °C, además de una generación de hasta 44 ton/h de vapor sobrecalentado a 43 bar y 380 °C. El hidrogeno producido corresponde a un 54.9% del total requerido por la refinería.

5.2.1.2. HIDRÓGENO PARA SISTEMAS AISLADOS (OFF-GRID)

La generación de energía descentralizada a partir de energía renovable en zonas sin infraestructura de transmisión permite la operación de micro-redes, en donde un sistema eléctrico de generación con almacenamiento se encuentra directamente interconectado para abastecer una demanda. Estos sistemas cuentan con SCADA y sistema de protecciones, así como gestión energética y control inteligente para el autoabastecimiento.

5.2.1.2.1. Campamento Cerro Pabellón 1. Ubicación: Ollagüe, región de Antofagasta 2. Propietario: Enel Green power 3. Proceso de producción: Autogeneración mediante energía solar fotovoltaica

y Electrólisis. 4. Puesta en marcha: 2017

Enel junto con Electro Power System (EPS) operan desde el 2017 la primera micro-red de tamaño comercial cero emisiones que permite abastecer de energía limpia 24/7 al campamento de la operación de Cerro Pabellón, central geotérmica ubicada en Ollagüe a 4500 m.s.n.m., en la región de Antofagasta.

La instalación depende de un Sistema Híbrido de Almacenamiento de Energía (“HyESS” por sus siglas en inglés) compuesto por una instalación fotovoltaica de 125 kWp respaldada por un sistema de almacenamiento de hidrógeno de 450 kWh y un sistema de almacenamiento de litio de 132 kWh. La combinación de la planta solar con la instalación de almacenamiento, cuya capacidad supera los 580 kWh, convierte la energía solar intermitente en una fuente de energía estable, potenciando la estabilidad y flexibilidad de la red.


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Figura 117: Sistema híbrido de almacenamiento de energía desarrollado por EPS [Electro Power System].

5.2.1.3. INDUSTRIA DE ALIMENTOS

Una aplicación importante del hidrógeno en la industria de alimentos es su uso par la hidrogenación de las grasas, proceso químico mediante el cual los aceites se transforman en grasas sólidas mediante la adición de hidrógeno a altas presiones y temperaturas en presencia de un catalizador. Esto permite generar aceites más estables aumentando su periodo de conservación.

5.2.1.4. REFRIGERACIÓN DE TURBOGENERADORES

En la generación eléctrica se utiliza hidrógeno gaseoso como refrigerante en aplicaciones de turbinas a gas en ciclo abierto y ciclo combinado en combinación con turbinas de vapor. El uso de hidrogeno se debe baja densidad, alto calor específico y alta conductividad térmica (7 a 10 veces más eficiente que enfriar con aire) lo que se traduce en un generador significativamente más pequeño y, por lo tanto, menos costoso que uno con refrigeración por aire.

5.2.1.5. PRODUCCIÓN DE VIDRIO

La producción de vidrio se realiza a través del proceso de Pilkington o de Vidrio Flotado en la cual el cristal se fabrica mediante un proceso de fundido sobre un lecho de metal, típicamente estaño. El estaño es adecuado para el proceso de vidrio flotado porque tiene una alta densidad específica, es cohesivo y no se puede mezclar con el vidrio fundido. Sin embargo, se oxida en una atmósfera natural para formar dióxido de estaño (SnO2) conocido en el proceso de producción como escoria, adhiriéndose al vidrio. Para evitar la oxidación, el baño de estaño está provisto de una atmósfera protectora de nitrógeno e hidrógeno. Este método le da a la hoja un grosor uniforme y superficies muy planas.

5.2.1.5.1. Indura Lirquen 1. Ubicación: Lirquen, región de Bío-Bío. 2. Propietario: Indura S.A. 3. Cliente: Vidrios Lirquen 4. Proceso de producción: Electrólisis 5. Puesta en marcha: 1996


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Vidrios Lirquen es una empresa líder en la manufactura, transformación y distribución de Cristal Flotado, producido en su planta ubicada en la región del Biobío. Desde el año 1996, opera una planta de producción de hidrógeno por electrólisis para ser utilizado en proceso de “Baño de Estaño” en la producción de Vidrio. El hidrógeno añadido previene la oxidación del estaño en condiciones estándar previniendo la formación de Dióxido de Estaño (SnO2) el cual se adhiere al vidrio.

5.2.1.6. TRATAMIENTO TÉRMICO

El hidrógeno se ha utilizado tradicionalmente en la industria térmica y metalúrgica tanto en su forma pura como mezclado con otros gases en aplicaciones de sinterizado, recocido, recubrimientos superficiales, inyección de metal en operaciones de moldeo y en soldadura con una atmósfera protectora y reductora, especialmente en producción de aleaciones de acero inoxidable.

5.2.1.6.1. Indura Graneros 1. Ubicación: Graneros, región de Rancagua. 2. Propietario: Indura S.A. 3. Cliente: Varios 4. Proceso de producción: Electrólisis 5. Puesta en marcha: 2013

Indura opera 2 plantas de producción de hidrógeno de 120 m3/día el cual es utilizado para la producción de Argón en la planta productora de gases de aire ASU (Air Separation Unit en inglés). El remanente de hidrógeno que no se utiliza es envasado en cilindros de alta presión el cual es comercializado como agente reductor para tratamientos térmicos y soldaduras.

5.2.2. Ventajas competitivas del norte de Chile En el Norte de Chile se presenta una oportunidad privilegiada para desarrollar la producción de hidrógeno verde competitivo para satisfacer las necesidades locales y en el futuro la exportación de hidrogeno a otras regiones. Para entender dichas ventajas se requiere entender los desafíos de toda la cadena de valor del hidrógeno; producción, transporte/almacenamiento y uso final

Producción

La producción industrial de Hidrógeno verde será realizada a partir de electrólisis de agua, y por lo tanto se requieren sólo dos insumos además del equipo electrolizador: Electricidad renovable y agua desmineralizada. Al calcular el costo nivelado del hidrógeno, se encuentra que a lo largo de un proyecto típico el costo de la electricidad tiene una ponderación de entre un 60 y 80% del costo total, siendo el resto casi todo CAPEX del electrolizador y una parte minoritaria (<5%) el costo del BoP (Balance of Plant) y el tratamiento de agua (siempre y cuando exista una fuente de agua desalada en los alrededores).

El costo del agua es prácticamente despreciable, debido a que, aunque no lo parezca, los flujos de agua son menores. A modo de ejemplo, para desplazar todo el diésel consumido por Chuquicamata el 2016 (130,000 m3) se requieren casi 4 Ton/h de HIDRÓGENO lo que implica un consumo de 10L/s de agua demineralizada.


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Lo anterior quiere decir, que aquellas regiones que tengan energía renovable en abundancia y con bajos costos nivelados y, que además posean una infraestructura de agua desalada existente, tendrán la oportunidad de producir el hidrógeno verde con el menor costo nivelado (a la salida del electrolizador)

Pero producir Hidrógeno Verde es sólo la primera parte, para tener un caso de negocio competitivo, además se requiere minimizar los costos de transporte y almacenamiento, dos conceptos donde el hidrógeno corre con desventaja frente a otros energéticos.

TRANSPORTE Y/O ALMACENAMIENTO

El hidrógeno es un gas altamente volátil y de baja densidad energética volumétrica. Lo anterior quiere decir que para transportarlo y/o almacenarlo hay que comprimirlo. Una alternativa para disminuir los costos de transporte es la producción descentralizada de Hidrógeno, es decir producción de Hidrógeno en el mismo punto de consumo. Para ser efectivo, lo anterior requiere de los mismos dos elementos principales mencionados anteriormente, recurso renovable y/o líneas de transmisión eléctrica y agua desalada en el sitio de producción/consumo. Otra alternativa es la producción centralizada, pero para que sea costo efectiva y competitiva se deberá buscar una región donde los consumidores (Industria, Movilidad, Exportación, etc) estén distribuidos lo más densamente posible en el área escogida.

Para disminuir los costos de almacenamiento en los primeros casos de negocio, una alternativa interesante es utilizar la infraestructura de gasoductos existentes para hacer “blending” de hidrógeno (razón por la cuál por ejemplo en Alemania el “Power to Gas” lleva la delantera, el objetivo es almacenar el hidrógeno en los gasoductos de gas natural existentes), de tal forma de reutilizar la infraestructura existente. Sin embargo, el blending sólo puede realizarse (por normativa) hasta cierto porcentaje, el cuál usualmente tiene como tope un 5-20% v/v20.

La alternativa ideal para almacenar hidrógeno de forma masiva se conoce como “almacenamiento subterráneo” (Underground Storage). Para lo anterior se necesita una región que tenga el potencial de tener cavernas salinas (Salt Caverns). Este tipo de almacenamiento en la actualidad es ampliamente utilizado para el almacenamiento de hidrocarburos.

Pero, aun cuando exista una región en el mundo que cumpla con los requisitos mencionados anteriormente, se requiere una tercera condición fundamental; vencer el “Dilema del huevo o la gallina”.

Utilización

El dilema anteriormente mencionado, hace referencia a la problemática de no invertir en la producción de hidrógeno ya que no hay consumidores, versus no invertir en infraestructura de consumo de hidrógeno porque no hay productores.

20 El porcentaje específico depende de la normativa de cada país y esta ligada a la mantención del poder calorífico de

la mezcla, es decir, con un cambio en la infraestructura (quemadores) se puede llegar a porcentajes mayores,


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Dicho dilema sólo podrá ser resuelto en aquellas regiones donde tanto los productores como los consumidores compartan el objetivo final: un sistema energético 100% Renovable y económicamente competitivo. Para lo anterior se requerirá desplazar las energías fósiles existentes, lo que ocurrirá primeramente en aquellas regiones donde el recurso fósil sea importado. Además, para disminuir aún más el dilema del “huevo o la gallina” se deberá encontrar una región donde el hidrógeno pueda utilizarse en sus 7 aplicaciones principales de forma competitiva

1. Facilitar la integración de energía renovable variable a gran escala 2. Distribuir la energía renovable a través de la región y exportación 3. Servir de almacenamiento masivo para aumentar la resistencia del

sistema 4. Descarbonizar el transporte 5. Descarbonizar los energéticos de la industria 6. Descarbonizar los sistemas de calefacción residenciales 7. Servir de materia prima para la producción de químicos verdes.

Norte de Chile

El norte de Chile, y más específicamente la región de Antofagasta, cumple con la mayoría (sino todos) de los requisitos anteriormente mencionados como lo muestra la tabla y las figuras a continuación.

Producción Transporte y Almacenamiento Utilización

Mayor potencial de generación solar del mundo con una irradiación global horizontal (GHI) superior a 2600 kWh/m2 y una irradiación normal directa (DNI) superior 3200 kWh/m2. Buen recurso Eólico, asociado a ciertos sitios de alto potencial (Ej.: Tal Tal). Existencia de recurso geotérmico. Plantas desaladoras existentes debido a la gran minería. Zona desértica con menor impacto en comunidades

Recurso solar y de agua en el mismo sitio del potencial consumo (ej. Mineras) Infraestructura existente de Gasoductos: Gas Atacama y Norandino. Infraestructura de distribución y transmisión existente. Infraestructura de agua existente debido a la gran minería. Existencia de la Bahía de Mejillones, ideal para la exportación Infraestructura vial y ferroviarias existentes

Gran cantidad de potenciales consumidores directos concentrados en la misma región (Mineras, Industrias, ciudades, puertos, aeropuertos, trenes, transporte pesado, etc.). Inminente necesidad de almacenamiento de energía para integración de energía solar y eólica. Alta demanda de Nitrato de Amonio para explosivos (fabricado a partir de Amoniaco) Presión en el rubro minero por lograr una Minería Verde (Consumo masivo de diésel)


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Figura 118: Potencial Renovable de la Región de Antofagasta (GIZ D. G., 2014).

Figura 119: Infraestructura en la región de Antofagasta.

La instauración de una economía del hidrógeno en la región de Antofagasta y Atacama, podría transformar a Chile en una potencia en la utilización y exportación de hidrógeno verde. De acuerdo al último reporte del Hydrogen Council “Hydrogen Scalling Up”, al 2050 el hidrógeno podría abarcar hasta un 18% de la demanda final de energía, podría abatir 6 Gton de CO2 anualmente y podría representar un mercado de 2.5 Trillones de dólares al año.


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5.2.3. Potenciales oportunidades para el norte de Chile

5.2.3.1. PRODUCCIÓN DE QUÍMICOS VERDES

El amoníaco (NH3) corresponde al segundo químico más producido en el mundo un total de 176 millones de toneladas producidas al año 2014. Su principal uso es para fertilizante, sin embargo, tiene diversas aplicaciones en varias industrias: como la fabricación de explosivos, refrigerante, agente limpiador, etc.

Tradicionalmente la producción de amoniaco se ha basado en el proceso Haber Bosch, reactor que utiliza nitrógeno e hidrógeno a una presión de 100 a 250 bar y temperaturas de 400-500 °C sobre un catalizador de hierro. La mayoría de las plantas producen amoniaco a una escala de 300.000 a 600.000 ton/año, llegando hasta el 1.000.000 ton/año.

Actualmente el 95% del hidrogeno necesario para la producción de amoniaco se produce a partir del gas natural con vapor reformado de metano (SMR), a partir del hidrocraqueo de productos derivados del petróleo en refinerías, y de la gasificación del carbón, esencialmente en China. La producción de amoníaco emite en promedio más de 1,6 ton CO2eq/ton NH3 y es responsable de aproximadamente 420 millones de toneladas de emisiones de CO2, más del 1% del CO2 global relacionado con la energía emisiones.

El peróxido de hidrógeno (H2O2) es un líquido transparente e incoloro que es completamente miscible con agua producida a gran escala a través del proceso de autooxidación de antraquinona (AO) desarrollado por Riedl y Pfleiderer en 1939 en I. G. Farbenindustrie. Todo el H2O2 producido comercialmente en todo el mundo se deriva del proceso antraquinona AO. Sus materias primas son hidrógeno, antraquinona y aire.

Impulsado por la sostenibilidad y la amplia eficacia en diferentes aplicaciones, la demanda mundial de H2O2 ha pasado de 0.5 millones de toneladas en la década de 1970 a 4.5 millones de toneladas en 2014, cuando el mercado estaba valorado en $ 3,71 mil millones con una tasa de crecimiento anual estimada> 5% hasta 2023.

A pesar de ser conocido desde 1818, sus numerosas propiedades beneficiosas todavía se están descubriendo. Hoy en día, el H2O2 tiene una gran demanda de empresas en mercados bien diversificados. Los principales mercados actuales de H2O2 incluyen: HPPO = HP (H2O2) para PO (óxido de propileno); textil (blanqueo de tejidos de algodón y lana); alimentos (envasado aséptico de leche y pulpas de frutas) y acuicultura (antiparasitarios para el cultivo del salmón); minería (desintoxicación de relaves de cianuro, recuperación mejorada de metal); tratamiento de agua y aguas residuales (procesos avanzados de oxidación); semiconductores (limpieza de obleas de silicio en la fabricación de placas de circuito impreso); industria química (reactivo); y pulpa y papel (pasta de madera blanqueadora).


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Debido al enorme potencial de fuentes renovables, con precios de energía solar y eólica muy competitivos, Chile está en una posición privilegiada para la producción hidrógeno “verde” mediante la electrolisis utilizando energía renovable eólica o solar. Este hidrógeno puede ser utilizado para la producción de químicos verdes con un precio competitivo aportando a la transición energética de la Industria Química.

5.2.3.2. ELECTROMOVILIDAD Y COMBUSTIÓN DUAL

El hidrogeno se puede utilizar en electromovilidad como combustible para producir electricidad mediante una Celda de combustible o bien para ser utilizado en motores de combustión interna mezclado con otros combustibles fósiles. Los usos que tienen un mayor potencial para la inclusión del hidrogeno son:

• Camiones mineros • Transporte liviano y pesado • Buses interurbanos • Trenes –Tranvías • Montacargas (centros de distribución y logística)

Respecto a la utilización en combustión dual, CORFO se encuentra financiando un programa para el desarrollo de un sistema de combustión dual hidrógeno-diésel para camiones de Mineros. De esta forma, el hidrógeno podría ser usado como combustible limpio en la minería sustituyendo el diésel tanto en vehículos o equipos en operación mina.

5.2.3.3. ALMACENAMIENTO Y FLEXIBILIDAD DEL SISTEMA ELÉCTRICO

Las energías renovables de carácter variables (ERV) tienen un comportamiento intrínseco relacionado a la disponibilidad del recurso natural (viento, sol, mareas, etc.), lo cual se debe tener en consideración para la integración dentro del sistema global de energía. El sistema eléctrico nacional compuesto por la generación, transmisión y demanda debe en cada momento mantener un balance entre la energía producida y la demanda de modo de asegurar un suministro seguro y de calidad, para lo cual existen aplicaciones que dan servicio a la red como el almacenamiento y los servicios complementarios.

El hidrogeno producido por electrolizadores se puede almacenar en estanques presurizados para luego generar electricidad mediante la celda de combustible, la cual convierte hidrógeno (o combustible rico en hidrógeno) y oxígeno (del aire) en electricidad y energía térmica (Power2Power). Esta forma de almacenamiento electroquímico puede utilizarse para el arbitraje de precios, postergación de inversión en activos de transmisión, así como para servicios complementarios en los cuales destacan servicios de balance de red (regulación primaria, secundaria y terciaria de frecuencia, regulación de voltaje), la recuperación de servicio y la gestión de la demanda. Es en servicios complementarios donde se está implementando una nueva regulación para establecer un mercado en base a licitaciones y subastas, distinto al de la energía, en el cual se reconocen que centrales con almacenamiento de energía pueden participar. Esto podría ser una oportunidad para que proyectos de hidrogeno generado con excedente de


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energía renovable puedan dar servicios de balance al sistema eléctrico nacional y generar nuevos ingresos.

5.2.3.4. BLENDING HIDRÓGENO EN REDES DE GAS

Power-to-gas implica convertir electricidad de fuentes renovables en hidrógeno por electrólisis del agua para luego almacenarlo en la infraestructura de gas natural existente. El hidrógeno puede inyectarse directamente en la red de gas natural de forma segura entre 5-10% por ciento de la mezcla total de gas sin mayores cambios en la infraestructura existente. Dependiendo del material del que esté fabricado el gasoducto, la red puede admitir hasta un 100% de hidrógeno una vez que se adopten las modificaciones regulatorias y de transición apropiadas. El proceso promete proporcionar almacenamiento de largo plazo y transporte de energía renovables intermitentes como la solar y la eólica a un bajo costo. De esta forma puede luego utilizarse para la reconversión a electricidad, para fines de calefacción y refrigeración o como una opción de combustible alternativo para el sector del transporte.

5.2.4. Actores nacionales de hidrógeno

5.2.4.1. ACTORES ESTABLECIDOS

5.2.4.1.1. Linde • Región: Santiago, RM • Institución: Venta de productos químicos • Información contacto: [email protected] • Web: http://www.linde.cl/es/index.html

5.2.4.1.2. Indura • Región: Santiago, RM • Institución: Producción, comercialización y desarrollo de soluciones con gases

y soldaduras • Información contacto: [email protected] • Web: http://www.indura.cl/web/cl

5.2.4.1.3. Engie • Región: Santiago, RM • Institución: Utility • Información contacto: + 56 (2) 2 353 32 01 • Web: https://www.engie.com/en/

5.2.4.2. POTENCIALES NUEVOS ACTORES

5.2.4.2.1. Codelco • Región: Santiago, RM • Institución: Productora de cobre y otros minerales • Información contacto: +56 2 26903000 • Web: https://www.codelco.com/




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5.2.4.2.2. BHP Billiton • Región: Santiago, RM • Institución: Productora de cobre y otros minerales • Información contacto: +562 23305000 • Web: https://www.bhp.com/espanol

5.2.4.2.3. Angloamerican • Región: Santiago, RM • Institución: Productora de cobre y otros minerales • Información contacto: +562 22306000 • Web: http://www.angloamerican-chile.cl/?sc_lang=es-ES

5.2.4.2.4. Enaex • Región: Antofagasta • Institución: Productora de nitrato de amonio para explosivos y servicios de

explosivos y tronadura • Información contacto: [email protected] • Web: http://www.enaex.com/en/

5.2.4.2.5. Sun S.A. • Región: Santiago, RM • Institución: Servicios y Productos a base de peróxido de hidrógeno. • Información contacto: [email protected] • Web: https://sunsa.cl/

5.2.4.2.6. ENAP • Región: Santiago, RM • Institución: exploración, producción y comercialización de hidrocarburos y sus

derivados. • Información contacto: (56-2) 2280.3000 • Web: https://www.enap.cl

5.2.4.3. OTROS

5.2.4.3.1. CORFO • Región: Santiago, RM. • Institución: Agencia del Gobierno de Chile dependiente del Ministerio de

Economía, Fomento y Turismo • Información contacto: +56 2 24969600 • Web: http://www.comitesolar.cl/comite-solar/

5.2.4.3.2. GIZ • Región: Santiago, RM • Institución: Organización para la cooperación económica y desarrollo entre

Alemania y Chile. • Información contacto: [email protected] • Web: http://www.giz.de/



https://sunsa.cl/


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5.2.4.3.3. H2 CHILE • Región: Santiago, RM. • Institución: Asociación gremial • Información contacto: [email protected] • Web: www.h2chile.com


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5.3. Costo nivelado de electricidad

El Costo Nivelado de Electricidad (i.e. LCOE) se usará como un parámetro general para medir los costos proyectados del ciclo de vida de la electricidad en los diferentes escenarios. LCOE se define por la siguiente fórmula:

LCOE = ∑ 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉(𝐶𝐶𝑉𝑉𝐶𝐶𝑅𝑅𝐶𝐶+𝑂𝑂𝐶𝐶𝑅𝑅𝐶𝐶)𝑖𝑖∑ 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉(𝑅𝑅𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑐𝑐𝐸𝐸𝑐𝑐𝑒𝑒𝑐𝑐𝑐𝑐𝐸𝐸 𝐶𝐶𝐸𝐸𝑐𝑐𝑃𝑃𝑐𝑐𝑒𝑒𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑐𝑃𝑃)𝑖𝑖

donde 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉 es el Valor Actual Neto de la para una tecnología i. Esta fórmula mide el costo de inversión descontado junto con los costos operacionales y de mantenimiento (O&M) sobre la producción eléctrica total descontada (i.e., que puede ser la electricidad efectivamente producida, sin curtailment, o la electricidad total producida dependiendo del LCOE en cuestión). Dicha representación permite comparar diferentes conjuntos de tecnologías (PV, CSP, viento, carbón, etc.) con distinta vida útil, CAPEX/OPEX, capacidades, etc. para diferentes escenarios con una simple métrica: $/MWh. Cabe señalar que no se hizo una distinción para costos de inversión, O&M y producción de electricidad entre Antofagasta y Atacama para una tecnología determinada, lo que da como resultado un LCOE único para estas dos regiones del norte de Chile.

El LCOE toma en consideración varios elementos económicos (WACC, vida útil de los activos, etc.), junto con las particularidades (CAPEX / OPEX, degradación de la capacidad anual, etc.) de las tecnologías utilizadas (i.e., PV, viento, CSP, batería, etc.)

El LCOE puede calcularse para los diferentes escenarios (100% RES 2023, 100% RES 2035) con los supuestos de costos correspondientes (CAPEX/OPEX) para las diferentes tecnologías y en función del flujo de potencia predicho por el modelo de expansión de capacidad, ver apéndice 8.

5.3.1. Escenario BaU En los escenarios BaU, provenientes del escenario C del estudio de PELP, no se produce hidrógeno ya que no existe esta demanda. Sólo el LCOE total es de interés para evaluar el caso de negocio de recambio al 100% de electricidad renovable, basado en la matriz de cambio definida en el WP1 (ver la sección 4.2.2)

La metodología aplicada para calcular el LCOE del escenario es la siguiente:

• Se consideran las contribuciones de todos los activos renovables instalados según el escenario C del estudio de PELP. Los costos de inversión y O&M descontados se diferencian según el año de instalación. Se usan supuestos de costos relacionados con el escenario C del estudio de PELP.

• Se contabilizan los costos de inversión descontados relacionados con fuentes no renovables. En 2023 se consideran las plantas ya existentes (i.e. sólo las plantas instaladas después del año 2000), pero son ignoradas en 2035 (i.e. las plantas son amortizadas).


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• Contrario a los escenarios 100% RES, la producción de electricidad de plantas no renovables no es despreciable. Por lo tanto, los costos de O&M son considerados. Se consideran los costos fijos de O&M (i.e. $/año/kW), así como los costos de generación variables (i.e. los costos variables de O&M, emisiones21 y combustible).

• Las producciones efectivas de todos los activos provienen del escenario C del estudio de PELP (i.e. sin considerar el curtailment).

• Para todas las tecnologías en el escenario C del estudio de PELP se considera un WACC del 6%, en cambio en el escenario 100% RES, se usa un 7.5%.

• Se asumen costos de mantención de capacidad para el PV22 (0.5%/año). • La vida útil de las diferentes tecnologías se basa en las del escenario C del

estudio de PELP y son más altas que las consideradas en el escenario 100% RES.

La Tabla 49 muestra el LCOE obtenido para los escenarios BaU.

LCOE [$/MWh] BaU – 201623 BaU - 2023 BaU - 2035

LCOEtotal 81.8 – 86.7 74.0 39.8

Tabla 49: LCOE para el BaU (2016-2023-2035).

El Precio Medio de Mercado actual (2016) del sistema fluctúa en el rango de 81.8 $/MWh y 86.7$/MWh dependiendo si es para clientes regulados o no regulados. Además, a modo de comparación, la figura siguiente muestra el precio medio de mercado para clientes no regulados y distribuidores en Chile desde el 2007 al 2016. Considerando que estos precios están en línea con los costos de energía de las centrales del sistema por lo que se puede estimar que el LCOE de largo plazo será igual al PMM.

21 5$/tonCO2 (Ley de Reforma Tributaria 20.780 (Article 8).)

22 Se modeló el parque PV con una producción constate durante toda la vida útil con un costo anual de capacidad adicional para compensar la degradación anual de 0.5%/año.

23 Hace referencia al Precio medio de mercado.


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Figure 120. Precio Medio de Mercado para Clientes no Regulados y Distribuidores

La diferencia en LCOE entre 2023 y 2035 se debe a que el costo de inversión de algunas de las plantas de generación convencionales (carbón, diésel, gas) no han sido amortizadas completamente al 2023.

Sin embargo, se consideró que aquellas plantas construidas antes del 2017, ya han sido amortizadas para el año 2035 y por lo tanto su inversión no tiene un impacto en el LCOE. Sólo el OPEX variable y fijo de los diferentes activos está considerando y por lo tanto el LCOE resultante para el 2035 es menor.

5.3.2. 100 % RES 2023-2035 En los escenarios 100% RES, se producirá una cantidad significativa de hidrógeno para respaldar la transición energética y la descarbonización de la demanda final de energía. En línea con la demanda de hidrógeno, se realizarán grandes inversiones en generación de electricidad renovables. Por lo tanto, es interesante analizar diferentes LCOE, específicamente:

• PV recientemente instalado (con y sin curtailment); • PV total (con y sin curtailment); • PV instalados para la producción de hidrógeno; • CSP instalados recientemente (con y sin curtailment); • CSP total (con y sin curtailment); • LCOE relacionado con la instalación de PV y batería; • LCOE promedio de activos renovables; • LCOE del sistema total (i.e. incluyendo los activos fósiles) de ambas regiones.


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De hecho, dependiendo de la estrategia seguida, se podrían asignar diferentes costos de electricidad, dependiendo si su producción está relacionada con el hidrógeno o no. Se podría, por ejemplo, considerar un PPA para todo sistema renovable. Sin embargo, como se observa en el WP1, los electrolizadores se ponen en funcionamiento durante el día para coincidir con la producción de energía fotovoltaica. Por lo tanto, sería más lógico asignar un LCOE únicamente de PV (LCOEPV) que refleje el consumo de electricidad para la producción de hidrógeno, en vez de asignar un LCOE global.

Como el LCOEPV es más bajo que el LCOE global, esto hará que el costo nivelado de hidrógeno (LCOH) resultante sea más bajo y, por lo tanto, más competitivo.

Figura 121: Modelo de LCOE para la producción de hidrogeno y para producción de electricidad renovable no relacionada con hidrogeno.

Sin embargo, enfocarse en una alta participación de ERNC con una cantidad significativa de generación PV implica intrínsecamente la inclusión de almacenamiento de energía (batería) para contrarrestar la sobreproducción diurna de PV y estabilizar la red (i.e. frecuencia y voltaje).

Por tal motivo, las baterías también deben tenerse en cuenta en el LCOE considerado para la producción de electricidad relacionada con la producción hidrógeno. Por este motivo, se calcularon varios LCOE y, en consecuencia, varios LCOH (i.e. el costo de hidrógeno nivelado), tal como se resumen en la Tabla 50.

Se utilizaron los siguientes supuestos principales para el cálculo de LCOE:


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• La inversión descontada y los costos de O&M se diferencian según el año de instalación24. Los activos ya instalados en 2017 se contabilizan con supuestos de costos relacionados al 2017, mientras que la capacidad adicional que se instala en 2023 y 2035, con supuestos de costos de 2023 y 2035 respectivamente.

• Se consideran generaciones efectivas y totales (i.e. con y sin curtailment). • Se considera un WACC de 7.5% para todas las tecnologías. • Se asumen costo de mantenimiento de capacidad para el PV (0.5%/año) y

baterías (2.5%/año).

2016

100 % RES 2023

100 % RES 2035

PV Curtailment global de PV x % 10.3% 17.6% [%] Nueva capacidad instalada 1 707 10 423 18 054 [MW] LCOE nueva capacidad instalada. (sin curt.) 45.2 28.4 21.4 [$/MWh]

LCOE nueva capacidad instalada (con curt.) x 31.7 26.0 [$/MWh] Capacidad Total Instalada 1 707 12 129 30 183 [MW] LCOE Total (sin curt.) 45.2 30.8 26.6 [$/MWh] LCOE Total (con curt.) x 34.3 32.3 [$/MWh]

Nueva capacidad instalada para producción directa de hidrógeno (sin curt.)

--- 6 585 14 694 [MW]

LCOE para producción directa de hidrógeno (sin curt.)

x 28.4 24.6 [$/MWh]

Batería

Nueva capacidad instalada 0 349 2 814 [MW] Nueva capacidad instalada 0 2095 16884 [MWh] Capacidad instalada total 0 349 3 163 [MW] Capacidad instalada total 0 2095 18979 [MWh]

CSP

Curtailment global de CSP x % 5% 6% [%] Nueva capacidad instalada 110 4 316 4 336 [MW] LCOE nueva capacidad instalada. (sin curt.) 132.5 68.0 50.1 [$/MWh] LCOE nueva capacidad instalada (con curt.) x 71.3 53.4 [$/MWh] Capacidad Total Instalada 110 4 426 8 762 [MW] LCOE Total (sin curt.) 132.5 69.6 60.1 [$/MWh] LCOE Total (con curt.) x 73.0 64.0 [$/MWh]

PV + Batería LCOE Total (sin curt.) x 35.1 40.2 [$/MWh] LCOE Total (con curt.) x 39.1 48.8 [$/MWh]

ER Total Curtailment global de ERNC x 7.8% 12.8% [%] LCOE (sin curtailment) x x x [$/MWh] LCOE (con curtailment) x x x [$/MWh] LCOE total (sin curtailment) x 51.8 49.2 [$/MWh] LCOE total (con curtailment) x 56.2 56.4 [$/MWh]

Sistema Total

LCOE (con curtailment) x 72.7 56.4 [$/MWh]

Tabla 50: LCOE para el escenario 100% RES (2023-2035).

De la tabla anterior se desprende lo siguiente:

24 Costos relacionados con el scenario 100% RES.


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• Lógicamente, la configuración de ‘PV – nueva capacidad instalada sin curtailment’ se caracteriza por el LCOE más bajo, debido a su CAPEX y OPEX comparativo.

• El Curtailment (diferencia entre la producción de PV efectiva en comparación con la producción potencial) aumenta ligeramente los valores de LCOE. De hecho, considerando la alta proporción de energía renovable, se produce un nivel de curtailment que afecta negativamente al LCOE. Por ejemplo, cuando se considera esta energía no despachable, el LCOE sube de 21.4 $/MWh a 26.0 $/MWh para las nuevas instalaciones fotovoltaicas en 2035.

• El LCOE de un parque PV para producción directa de hidrógeno sin curtailment también puede ser considerada para el cálculo del costo de electricidad para producir hidrógeno. El hidrógeno se producirá solo a partir de 2023, lo que requerirá nuevas inversiones de energía fotovoltaica. Por lo tanto, podría ser injusto asignar el LCOE de instalaciones fotovoltaicas anteriores (i.e. más caras) a la producción de hidrógeno. Por lo anterior, el costo de electricidad asociado a la producción de hidrógeno para el año de 2023 corresponde al costo de PV en el mismo año. Análogamente, el costo asociado para la producción de hidrógeno en el 2035 (nueva demanda), corresponderá a los costos de ese año.

• Alcanzar un alto porcentaje de energía renovable con alta penetración de PV implica inherentemente almacenamiento de energía (batería) para contrabalancear la sobreproducción diurna de PV y estabilizar la red. Por lo tanto, las baterías también deben tenerse en cuenta como parte del LCOE considerado para la producción de hidrógeno. El LCOE que combina PV y baterías es (lógicamente) más alto que los LCOE relacionados con PV sin almacenamiento.

• El LCOE asociado a todos los recursos renovables25 es más alto que este último porque parte de la electricidad se produce a través de CSP y energía eólica, que se caracterizan por un mayor CAPEX y OPEX. Sin embargo, se debe notar que los valores de LCOE obtenidos son razonables para un sistema de alto penetración de energía renovable. El LCOE en 2035 está en concordancia con el valor en 2023: la madurez de las tecnologías y las reducciones asociadas en CAPEX/OPEX permiten compensar los mayores niveles de curtailment (inherentes a la mayor participación de energías renovables).

• El LCOE del Sistema total (incluyendo activos no renovables) al año 2023 está en línea con él del BaU; (74 $/MWh BaU vs 72.7 $/MWh 100% RES). Sin embargo, para el 2035 se puede observar un incremento (39.8 $/MWh BaU vs 56.4 $/MWh 100% RES) que se debe a la inversión masiva en activos renovable requerida para alcanzar la meta 100% Renovable. El LCOE del sistema total se calculó con las siguientes suposiciones: - Debido a que la proporción de generación eléctrica de activos no

renovables es despreciable (<0.3% para 2023 y 0% para 2035), los costos de O&M fueron despreciados.

- Para 2035, se asumió que las plantas no renovables no contribuyen al LCOE total.

25 La contribución de los siguientes activos renovables es considerados: PV, CSP, viento y baterías.


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- Para el 2023, se asumió que el costo de aquellas plantas convencionales cuya vida útil es mayor a la esperada ha sido amortizado (y por lo tanto no se consideró reemplazo y/o mantención) y en consecuencia no contribuyen al LCOE. La inversión descontada de las demás plantas si fue considerada

5.3.2.1. LCOE PARA PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO

De los LCOE calculados anteriormente, dependiendo de la estrategia aplicada, se observa que se pueden asignar diferentes costos de electricidad a la producción de hidrógeno, lo que da como resultado diferentes Costos Nivelados de Hidrógeno (LCOH). Se asume que los siguientes LCOE son candidatos relevantes para la producción de hidrógeno:

• Nueva capacidad instalada de PV; • Capacidad total instalada de PV; • Capacidad instalada de PV para producción directa de hidrógeno; • Combinación de PV y baterías; • Energía Renovable total. La Tabla 51 resume el rango de LCOE para la producción de hidrógeno para los escenarios 100% RES. Los costos de electricidad en el rango de 28.4 a 56.2 $/MWh y 21.4 a 56.4 $/MWh se consideran para la producción de hidrógeno, en 2023 y 2035 respectivamente. Los valores más bajos y más altos utilizados en la evaluación se resumen en la Tabla 52.

LCOE [$/MWh] 100 % RES 2023

100 % RES 2035

Nueva capacidad instalada de PV (sin curtailment) 28.4 21.4 [$/MWh]

Nueva capacidad instalada de PV (con curtailment) 31.7 26.0 [$/MWh]

Capacidad total instalada de PV (sin curtailment) 30.8 26.6 [$/MWh]

Capacidad total instalada de PV (con curtailment) 34.3 32.3 [$/MWh]

Nueva capacidad instalada de PV para producción directa de hidrógeno (sin curt.) 28.4 24.6 [$/MWh]

PV Total + batería (sin curtailment) 35.1 40.2 [$/MWh]

PV Total + batería (con curtailment) 39.1 48.8 [$/MWh]

Energía Renovable Total (sin curtailment) 51.8 49.2 [$/MWh]

Energía Renovable Total (con curtailment) 56.2 56.4 [$/MWh]

Tabla 51: Distintos rangos de LCOE para la producción de hidrógeno en el escenario 100 % RES (2023-2035).

LCOE [$/MWh] 100 % RES - 2023 100 % RES - 2035

LCOEH2,bajo 28.4 21.4

LCOEH2,alto 56.2 56.4

Tabla 52: Intervalos de LCOE considerado para la producción de hidrógeno en el escenario 100 % RES (2023-2035).


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5.3.2.2. LCOE NO RELACIONADO A LA PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO (ELECTRICIDAD RENOVABLE)

De la misma manera, se puede asignar un LCOE relacionado a la generación de electricidad restante (que no se utiliza para la producción de hidrógeno). Como el LCOE global permanece constante, cada LCOE relacionado a la producción de hidrógeno resulta en un LCOE relacionado a la electricidad remanente.

La filosofía es la siguiente: todos los activos de generación del sistema eléctrico dan como resultado un LCOE de Energía Renovable Total (con curtailment). Sin embargo, la contribución de estos activos puede ser dividida y asociada, por una parte, únicamente a la generación de hidrógeno, y por otra, a la demanda restante de electricidad (movilidad eléctrica, demanda residencial, demanda industrial, etc.). A modo de ejemplo, la nueva capacidad instalada de PV (sin curtailment) contribuye, con una cierta capacidad, únicamente a toda la producción de hidrógeno (LCOE para producción de Hidrógeno), resultando en un LCOE muy bajo (primera línea de la Tabla 51¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.: 28.4 y 21.4 $/MWh para 2023 y 2035 respectivamente). Por consecuencia, la capacidad renovable total restante (PV, CSP, Eólico) contribuye a toda la demanda eléctrica que no está relacionada al hidrógeno (primera línea de la Tabla 53: 68.8 y 64.2 $/MWh). La combinación de ambos LCOEs, ponderada por la producción respectiva de electricidad, resulta en el LCOE de Energía Renovable Total (con curtailment), lo que queda ejemplificado en la siguiente ecuación:

𝐿𝐿𝐶𝐶𝑂𝑂𝐸𝐸𝑅𝑅𝑅𝑅−𝑇𝑇𝑐𝑐𝑐𝑐𝑡𝑡𝑒𝑒 = 𝐿𝐿𝐶𝐶𝑂𝑂𝐸𝐸𝐶𝐶𝐸𝐸𝑐𝑐𝑃𝑃.𝐻𝐻2 ∙ �𝐸𝐸𝑇𝑇𝐷𝐷𝐷𝐷𝑡𝑡𝑒𝑒𝑖𝑖𝐷𝐷𝑖𝑖𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝑒𝑒𝐷𝐷 𝐷𝐷𝑒𝑒𝐼𝐼𝐷𝐷.𝐷𝐷𝐷𝐷 𝐻𝐻2

� + 𝐿𝐿𝐶𝐶𝑂𝑂𝐸𝐸𝑅𝑅𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒𝑒 ∙ �𝐸𝐸𝑇𝑇𝐷𝐷𝐷𝐷𝑡𝑡𝑒𝑒𝑖𝑖𝐷𝐷𝑖𝑖𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝑅𝑅𝐷𝐷𝐼𝐼𝑡𝑡𝐷𝐷𝐷𝐷𝑡𝑡𝐷𝐷 �

La Tabla 53 resume el rango de LCOEs asociados a la producción de electricidad restante para los escenarios 100% RES. Los valores inferior y superior utilizados en la evaluación se muestran en la Tabla 54.

LCOE [$/MWh] 100 % RES 2023

100 % RES 2035

ER Total – Nueva capacidad instalada de PV (sin curtailment) 68.7 64.2 [$/MWh]

ER Total – Capacidad Total Instalada de PV (sin curtailment) 67.6 62.1 [$/MWh]

ER Total – Nueva capacidad instalada de PV para producción directa de hidrógeno (sin curt.) 68.7 62.4 [$/MWh]

ER Total - PV Total + batería (con curtailment) 63.9 59.9 [$/MWh]

ER Total (con curtailment) 56.2 56.4 [$/MWh]

Tabla 53: Distintos rangos de LCOE considerado para la generación renovable en el escenario 100 % RES (2023-2035).

LCOE [$/MWh] 100 % RES - 2023 100 % RES - 2035

LCOEelec,bajo 56.2 56.4

LCOEelec,alto 68.7 64.2

Tabla 54: Intervalos de LCOE considerado para la generación renovable en el escenario 100 % RES (2023-2035).


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De los resultados anteriores se puede observar lo siguiente:

• El mayor “LCOE relacionado a la electricidad restante” ocurre cuando se selecciona el “LCOE relacionado a la producción de hidrógeno” más bajo, es decir, cuando el hidrógeno está asociado a un LCOE correspondiente a una nueva capacidad instalada de PV (sin curtailment). Este “LCOE RE Total – sólo nueva capacidad instalada de PV (sin curtailment)” se calcula de la siguiente manera: - Se contabiliza la producción efectiva de electricidad descontada de CSP y

Eólica - Se contabilizan los costos de inversión y O&M de CSP, eólica y baterías. - La producción de electricidad efectiva descontada de PV se basa en la

producción de energía fotovoltaica restante (i.e. la producción total de energía fotovoltaica efectiva a la cual se le ha restado el consumo de electricidad para la producción de hidrógeno).

- Se contabilizan todos los costos descontados de inversión y O&M de PV asociados a inversiones previas de PV26.

- Se contabilizan los costos de inversión y O&M asociados a las nuevas inversiones en energía fotovoltaica27, en proporción a la capacidad restante (i.e. la capacidad fotovoltaica total recién instalada en el año considerado menos la capacidad fotovoltaica recientemente instalada dedicada a la producción de hidrógeno28).

• De manera similar, el “LCOE relacionado a la electricidad restante” más bajo ocurre cuando se selecciona el “LCOE relacionado con la producción de hidrógeno” más alto, correspondiente a una configuración en donde se combinan todos los activos renovables29.

5.4. Evaluación de las estrategias de reemplazo

Todos los casos de negocios son evaluados a parir de las estrategias de optimización definidas en el WP1. En la Tabla 55 se resumen cada una de las aplicaciones identificadas, sector económico y año a evaluar:

• De electricidad de fuentes convencionales a electricidad renovable • De combustible a hidrógeno; • De combustible a electricidad renovable; • De combustible a energía solar.

26 Inversiones realizadas el 2017 cuando se considera el escenario 2023 e inversiones realizadas el 2017/2023 cuando

se considera el escenario 2035.

27 Inversiones realizadas el 2023 cuando consideramos el escenario 2023 e inversiones realizadas el 2035 cuando consideramos el 2035.

28 La capacidad es calculada con la demanda anual de electricidad para producir hidrogeno y los MWh/MW producidos sin curtailment solar.

29 La contribución de los siguientes activos renovables es considerada: PV, CSP, viento y baterías.


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Cambio Sector Escenario

Combustible Hidrógeno (celdas de combustible)

Minería (OC, UG), Industrias Varias (vehículos), transporte

B2B 2035

Combustible Hidrógeno (blending)

Minería (OC, UG), Industrias Varias (vehículos), transporte

B2B 2023

Combustible Hidrógeno (Calor)

Minería (fundiciones), Industrias Varias

2023, 2035

GLP Hidrógeno Industrias Varias 2023, 2035

Gas Natural Hidrógeno (agente reductor)

Minería (refinería y aceros) 2023, 2035

Amoniaco Amoniaco 2035

Electricidad Electricidad Renovable

Todos 2023, 2035

Diésel Electricidad Renovable

Minería (equipos en producción de concentrado), Vehículos

B2C 2023, 2035

Combustible solar térmica de baja temperatura

Minería (SX-EW), CPR 2023, 2035

Combustible solar térmica de alta temperatura

Minería (fundiciones), Industria cementera

2035

Tabla 55: Principales casos de negocio a analizar.

Para cada uno de los cambios se evalúa la competitividad en térmicos del costo equivalente de la configuración convencional:

• El LCOE de la electricidad renovable cuando sustituye a la electricidad de fuentes convencionales;

• El LCOH convertido a costo equivalente de combustible, cuando se reemplaza por hidrógeno;

• La electricidad renovable equivalente al costo de combustible, para el cambio de combustible a electricidad;

• El LCOHeat (costo nivelado de producción de calor), para el cambio de combustible a solar térmica.

Con los costos equivalentes a electricidad y combustible convencional, se puede evaluar qué caso es competitivo, comparando estos costos equivalentes con los precios efectivos de la electricidad y el combustible. A estos precios efectivos, se les ha incluido un impuesto sobre las emisiones de carbono de 5 $/ton CO2, de modo de extender el impuesto actual sobre el CO2 a cualquier uso de combustibles fósiles. Los casos que tienen un menor costo equivalente se pueden considerar atractivos30. Para estos casos identificados, existe un margen

30 Si el cambio de diésel a hidrógeno resulta en un costo equivalente de combustible de 0.5 $/litro, y el costo del diésel es de 0.8 $/litro, es un caso de negocio atractivo. Si el cambio de electricidad a electricidad renovable resulta en un LCOE de 200 $/MWh, y el costo actual es alrededor de 60 $/MWh, el caso de negocio no es atractivo.


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entre el costo convencional de combustible/electricidad y el costo equivalente de combustible/electricidad. Este margen indica cuánto CAPEX adicional se puede gastar en la alternativa renovable, por ejemplo, el mayor CAPEX a pagar por vehículos de hidrógeno comparado con los vehículos de combustible diésel.

5.4.1. Cadena de valor del hidrógeno El modelamiento de la cadena de producción de hidrógeno es llevado a cabo con la utilización de la información proveniente de WP1.

• Las inversiones en generación de energía (CAPEX asociado, OPEX, producción efectiva anual) dan como resultado el LCOE, como se describe en la sección 5.3.1.

• La producción máxima de hidrógeno determina la capacidad instalada de los electrolizadores.

• Las suposiciones de CAPEX y OPEX para los electrolizadores para 2023 y 2035 se obtienen de diferentes fuentes: (NEL, 2017) y TRACTEBEL.

• El LCOH resultante se puede calcular para los escenarios 100% RES 2023 y 100% de RES 2035.

La Figura 122 muestra la cadena de valor completa del hidrogeno. La cadena completa está compuesta con los principales pasos para pasar de electricidad a al uso final del hidrogeno (se destaca en verde los pasos abordados en este estudio).

• Producción de hidrógeno: esta etapa incluye todos los subprocesos involucrados en la producción de hidrogeno, como desalinización de agua, electrolizador, compresión y el almacenamiento;

• Fuentes de energía: agua y electricidad para la producción de hidrogeno; • Distribución: distintos medios de distribución a nivel nacional desde camiones

hasta tuberías enterradas; • Usuarios finales: distintos usuarios finales se consideraron (ver Tabla 55)

dependiendo de su aplicación. En cada caso es posible que se requieran nuevas etapas de compresión o equipamiento adicional como estaciones de recarga de hidrogeno especiales para camiones o vehículos de alto tonelaje.

Este estudio se enfoca en la producción de hidrogeno desde la desalinización de agua de mar hasta la producción de hidrógeno en el electrolizador. La compresión, almacenamiento y distribución no son incluidos dentro de este análisis, debido a que se necesita estudiar de forma más profunda la capacidad de almacenamiento requerida, los niveles de presión adecuados según tipo de aplicación y la infraestructura óptima de distribución.


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Figura 122: Modelo de la cadena de valor del hidrogeno

5.4.1.1. COSTO NIVELADO DE PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO

Un electrolizador produce hidrógeno a través de un proceso electroquímico que divide las moléculas de agua en hidrógeno y oxígeno utilizando electricidad de acuerdo con la siguiente ecuación:

2𝐻𝐻2𝑂𝑂 + 𝐸𝐸𝑇𝑇𝐷𝐷𝐷𝐷𝑡𝑡𝑒𝑒𝑖𝑖𝐷𝐷𝑖𝑖𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷𝐷 = 2𝐻𝐻2 + 𝑂𝑂2

Un bloque fundamental de un electrolizador es la celda de electrólisis, como se ilustra en la Figura 123. La Tabla 56 resume las principales características consideradas para el electrolizador.

Figura 123: Figura izq.: esquema de electrólisis. Figura der.: arreglo de electrolizadores Celdas del electrolizadores (60 MW) de NEL.

Especificaciones Electrolizador (2023) Electrolizador (2035)

WACC real 7.5 % 7.5 %

Capacidad Instalada31 4,612 MW 11,110 MW

CAPEX 450 $/kW (NEL, 2017) 225 $/kW32

31 Producción peak de ambas regiones

32 Una reducción de costo de 50%


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OPEX fijo 1% del CAPEX por año 1% del CAPEX por año

Eficiencia 370.4 MWh_el/TJ_H2

(44.44 kWh/kg_H2)

370.4 MWh_el/TJ_H2

(44.44 kWh/kg_H2)

Vida útil 20 años 20 años

Tabla 56: Especificaciones de un electrolizador alcalino.

Otro bloque importante de un electrolizador es la unidad de desalinización de agua de mar (considerando la escasez de agua fresca en el norte de Chile se puede suponer que el agua para la producción de hidrógeno vendrá de esta fuente). La Tabla 57 resume las principales suposiciones consideradas para la unidad de desalinización.

Especificaciones Desalinización por Osmosis Inversa

WACC real 7.5 %

CAPEX 7400 $/(m3_H2O/d)

OPEX fijo 3% del CAPEX por año

Eficiencia33 3 kWh/m3_H2O

Vida útil 30 año

Tabla 57: Especificaciones de la desalinización por osmosis inversa.

Similar al LCOE, el Costo Nivelado de Producción de Hidrógeno (LCOH) proporciona el costo de producción de hidrogeno descontado en su vida útil:

LCOH = 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉(𝐶𝐶𝑉𝑉𝐶𝐶𝑅𝑅𝐶𝐶+𝑂𝑂𝐶𝐶𝑅𝑅𝐶𝐶)

𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉(𝐶𝐶𝐸𝐸𝑐𝑐𝑃𝑃𝑐𝑐𝑒𝑒𝑒𝑒𝑐𝑐ó𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑒𝑒 𝐻𝐻𝑐𝑐𝑃𝑃𝐸𝐸ó𝑔𝑔𝑒𝑒𝑃𝑃𝑐𝑐)

El LCOH se expresará en $/kg de hidrógeno. Los costos de inversión y O&M contienen la contribución del electrolizador y de la unidad de desalinización34. Ambos bloques consumen electricidad que será suministrada por la red, lo que dará como resultado un OPEX variable para tener en cuenta. Los valores LCOH se calcularán respectivamente para los escenarios 100% RES para 2023 y 2035.

33 La eficiencia no es considerada en el BoP de la unidad de desalinización.

34 Los costos asociados a la compresión y almacenamiento no son incluidos. Un análisis profundo se requiere para investigar la capacidad necesaria de almacenamiento. Esta capacidad es altamente dependiente de la curva de carga de la producción de hidrógeno. Si asumimos una producción de hidrógeno de base (24/7) vamos a sobre estimar las inversiones en almacenamiento necesarias. Por ejemplo, una estación de recarga de hidrógeno para movilidad va a estar equipada con unidades de compresión y almacenamiento para elevar a la presión necesaria de 900 bar. Esas estaciones pueden absorber la producción de hidrogeno peak durante las horas de sol y, en consecuencia, reducirán la capacidad de almacenamiento necesaria de la red (disminuyendo la inversión).


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Los LCOE evaluados previamente, como se resumen en la Tabla 52, dan como resultado el rango de LCOH factibles tal como se resume en la Tabla 58.

LCOH [$/kgH2] 100 % RES - 2023 100 % RES - 2035

LCOHbajo basado en LCOEH2, bajo 1.80 1.30

LCOHalto basado en LCOEH2, alto 3.03 2.86

Tabla 58: Intervalos de LCOA considerados para el escenario 100 % RES (2023-2035).

Estos costos son competitivos si los comparamos con otras proyecciones de costos de producción de hidrogeno realizado en otros estudios:

• El costo de producción de hidrogeno a partir de viento offshore en Holanda se espera entre 2.2 a 2.9 €/kg de hidrogeno entre el 2025 y 2030 (Van Wijk, 2017).

• La meta de producción de hidrogeno descentralizado a partir de electricidad en horas no peak es de 2.3$/kg hidrogeno de acuerdo a Departamento de Energía de Estados Unidos . (de Vallladares, 2017).

Chile tiene la oportunidad, incluso al 2023, de producir hidrogeno a un precio competitivo comparado a otras regiones debido al bajo costo de energía PV en el escenario LCOHbajo basado en el LCOEH2,bajo.

La Figura 124 muestra cuanto aporta a los LCOH mostrados en la Tabla 58 los distintos bloques de la cadena de valor del hidrogeno. La contribución se divide entre la desalinizaciòn (CAPEX y O&M), los costos asociados al BoP del electrolizador, los costos asociados a los “stack” del electrolizador y costos de electricidad del proceso de desalaciòn y consumo del electrolizador.

Figura 124: Contribución de los distintos bloques de la cadena de valor de hidrogeno en el LCOH (unidad para

desalinización, BoP, del electrolizador, stacks del electrolizador) y electricidad para la producción para los casos LCOHbajo y LCOHalto en 2023 y 2035


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La Figura 125 muestra la relación entre el LCOE y LCOH para los supuestos de costos al 2023 y 2035, (ver Tabla 56 y Tabla 57). Se puede observar que para tener un LCOH de 2 $/kg hidrogeno se debe tener un LCOE por debajo de 33 $/MWh en 2023 y 37 $/MWh en 2035.

Figura 125: LCOH en función del LCOE en 2023 y 2035.

5.4.1.2. OPORTUNIDADES DE NEGOCIO DEL HIDRÓGENO

5.4.1.2.1. Celdas de combustible para transporte pesado El cambio a una demanda de energía 100% renovable, implica el uso de celdas de combustible para reemplazar motores de combustión interna en el sector transporte (vehículos de transporte de pasajeros, camiones y vehículos especiales), en el sector minero (movilidad dentro de las mineras) y en industrias varias (ver sección 4.2). Debido a su gran uso diario, alto torque, horas de operación diarias y turnos de trabajo, es recomendado reemplazar progresivamente los vehículos que utilizan diésel por hidrogeno. Se asume al 2035 que todo el transporte público, camiones, vehículos especializados son reemplazados por celdas de combustible que tienen una mayor eficiencia.

Las oportunidades de negocios para reemplazar camiones diésel convencionales por camiones con celdas de combustible se evaluaron al 2023 y 2035, respectivamente para ambos LCOH (i.e. LCOHalto y LCOHbajo), lo que da un total de cuatro configuraciones diferentes (i.e. 2023 LCOHalto, 2035 LCOHalto, 2023 LCOHbajo, 2035 LCOHbajo). Suponiendo una eficiencia de combustible de 8.4 kgH2/100km para un camión con celda de combustible, el LCOH puede llevarse a un costo para conducir 100 km asociado a hidrogeno (i.e. $/100 km). Posteriormente, suponiendo una eficiencia de combustible de 40 l/100km para los camiones diésel, el costo asociado con hidrogeno puede traducirse en un costo equivalente de diésel (un costo de hidrogeno equivalente en $/l). Las configuraciones con costos de hidrogeno equivalentes inferiores a los costos reales de combustible generan oportunidades de negocio competitivas.


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Los costos del diésel35 recolectados de diferentes fuentes36,37 se resumen en la Tabla 59 con la definición de dos valores límites o umbrales competitivos, A y B. El caso A considera el precio base del diésel. El caso B considera el precio base del diésel más el impuesto específico sobre el combustible aplicado en Chile, el margen de beneficio bruto y el IVA. Como no se sabe si el IVA también podría aplicarse al hidrógeno, se incluyeron ambos valores extremos.

Se puede observar que todos los costos equivalentes de hidrogeno ($/l) están por debajo de los umbrales competitivos correspondientes, lo que demuestra la relevancia de la introducción de celdas de combustible en el sector del transporte. Aunque el WP1 recomienda introducirlas sólo a partir del 2035 (para que la tecnología esté lo suficientemente madura), la Tabla 59 muestra que incluso en el 2023-LCOHalto es competitivo sin impuestos y costos adicionales. De igual forma en el escenario 2035-LCOHalto, el costo equivalente del hidrogeno es 29% menor que el umbral del diésel sin impuestos adicionales.

LCOHalto LCOHbajo

2023 2035 2023 2035

LCOH [$/kg H2] 3.03 2.86 1.80 1.30

Costo equivalente de hidrogeno [$/100 km] 25.6 24.1 15.2 11.0

Costo equivalente de hidrogeno [$/l] 0.64 0.60 0.38 0.27

Umbral de competitividad 36 [$/l] – A 0.66 0.85 0.66 0.85

Umbral de competitividad 37 [$/l] – B 1.03 1.28 1.03 1.28

Margen [%] – A 3 29 43 68

Margen [%] – B 38 53 63 79

Tabla 59: Evaluación de los distintos casos de negocio de celdas de combustible para vehículos pesados.

A modo de ejemplo, en el escenario 2035-LCOHbajo el costo equivalente de hidrogeno llega a 0.27 $/l de diésel equivalente, lo que significa que conducir un camión con celda de combustible (con una eficiencia de 8.4 kg H2/100km a un costo de 1.30 $/kg de hidrógeno) costaría lo mismo en términos de combustible, que conducir un camión de diésel con una eficiencia de 40 l/100 km si el precio del diésel fuera de 0.27 $/l. Como todas las proyecciones del costo del diésel de las diferentes fuentes36,37, están sobre ese valor, se ve en el recambio de camiones con celda de combustible un caso muy competitivo del punto de vista de combustible usado.

35 Un impuesto de 5$/ton CO2 es añadido sobre el precio del diésel.

36 Proyección de precios del precio base del diésel – PELP escenario B (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017)

37 Sobre el precio base del diésel se han añadido el impuesto específico de los combustibles, costos logísticos de distribución, margen de la distribuidora, IVA, etc. Distintas fuentes se usaron: (CNE Comision Nacional de Energia, 2015), (CNE Comision Nacional de Energia, 2018), (ENAP, 2018). Los beneficios tributarios para recuperación de impuestos son despreciados.


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El margen entre el costo equivalente del diésel y el costo efectivo del combustible se puede entender como un CAPEX adicional a gastar para acelerar la implementación de esta tecnología.

5.4.1.2.2. Celda de combustible para el transporte ferroviario Adicionalmente, para una transición a una demanda 100% renovable en el sector transporte se han introducido celdas de combustible para reemplazar el 50% de los trenes que usan combustible al 2035. En este sector se pueden considerar 2 principales estrategias de transición: electrificación basado en energía renovable o celdas de combustible a hidrógeno, sin embargo, el transporte ferroviario en Chile está dominado por el consumo de combustible, razón por la cual se requiere una gran inversión para reemplazar la infraestructura existente por una electrificada. En esta situación, el uso del hidrógeno en el subsector ferroviario es más justificada.

En cuanto al uso de celdas de combustible para el transporte pesado, la Tabla 60 resume el costo equivalente de hidrógeno para los cuatro casos analizados y una comparación con los precios efectivos del diésel (umbrales competitivos A-B) para evaluar la competitividad del cambio de trenes que operan con diésel a celdas de combustible.

Los costos equivalentes de hidrogeno obtenidos son levemente superiores a los de vehículos de transporte pesado y hace que la oportunidad de negocio sea menos atractiva. Esto se puede explicar ya que se considera que las locomotoras a diésel son más eficientes (45% de eficiencia) en comparación con los camiones diésel para servicio pesado (35% de eficiencia). Sin embargo, la introducción de celdas de combustible en el transporte ferroviario sólo está prevista para el 2035 en donde para el 2035-LCOHalto y 2035-LCOHbajo demuestra ser competitivo. Debido a lo anterior se puede concluir, basado en el precio de combustible, que el uso de esta tecnología en el transporte ferroviario será competitivo a partir del 2035 solo basado en el precio de combustible.

LCOHalto LCOHbajo

2023 2035 2023 2035

LCOH [$/kg H2] 3.03 2.86 1.80 1.30

Costo equivalente de hidrogeno [$/diésel eq] 0.82 0.77 0.49 0.35

Umbral de competitividad36 [$/l] – A 0.66 0.85 0.66 0.85

Umbral de competitividad37 [$/l] – B 1.03 1.29 1.03 1.28

Margen [%] – A -20 9 26 58

Margen [%] – B 20 40 53 73

Tabla 60: Evaluación de los distintos casos de negocio de celdas de combustible para el transporte ferroviario.


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5.4.1.2.3. Blending de hidrógeno El blending o mezcla de hidrógeno en los motores de combustión convencionales está prevista como un primer paso hacia el escenario 100% RES que podría partir desde el 2023. La transición hacia vehículos en base a hidrogeno se puede alcanzar de forma progresiva partiendo por reconversión de motores para funcionar con blending de hidrogeno/diésel, lo cual al 2023 es más factible que una introducción masiva de nuevos vehículos con celdas de combustible. En un motor diésel se puede inyectar hasta un 60% de hidrogeno (International Energy Agency, 2015) con pequeñas adaptaciones al motor principalmente en el sistema de control.

El blending de hidrógeno se podría utilizar en varios sectores, incluidos el Transporte (vehículos de transporte público, camiones y vehículos especializados), sector minero (movilidad en las minas) y en el sector de industrias varias. La Tabla 61 resume el costo equivalente asociado al blending para los cuatro casos diferentes y los compara con los precios efectivos del diésel (umbrales competitivos A-B) para evaluar la competitividad de la reconversión de los motores a diésel para funcionar con blending de hidrógeno en el motor diésel.

Los costos equivalentes de hidrogeno obtenidos son mayores que para las celdas de combustible en el vehículos de transporte pesado (ver la sección 5.4.1.2) debido a que en el blending, el diésel se sustituye por hidrógeno con una relación 1: 1 (en base energética donde 1 kWh de diésel corresponde a 1 kWh de hidrógeno) hasta el límite definido en el apéndice 7, caso que no aplica para las celdas de combustible (estas son más eficientes que el motor diésel). Esto hace que la oportunidad de negocio sea menos atractiva. De hecho, como se muestra en la Tabla 61:

• En 2023, para el escenario LCOHalto, el blending de hidrógeno no es competitivo para los precios del diésel proyectados por el PELP (umbral A) (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017). Sin embargo, para el caso B, la introducción del impuesto específico sobre el combustible, el IVA, etc., permite aumentar el umbral competitivo de 0.66 a 1.03 [$/l], lo que hace que el blending de hidrógeno sea competitiva.

• En 2023, para el LCOHbajo, el blending ya es competitivo para el caso A (precio base del diésel).

LCOHalto LCOHbajo

2023 2035 2023 2035

LCOH [$/kg H2] 3.03 2.86 1.80 1.30

Costo equivalente de hidrogeno [$/diésel eq] 0.91 0.86 0.54 0.39

Umbral de competitividad36 [$/l] – A 0.66 0.85 0.66 0.85

Umbral de competitividad37 [$/l] – B 1.03 1.28 1.03 1.28

Margen [%] – A -28 -2 18 54

Margen [%] – B 11 33 47 69

Tabla 61: Evaluación de los distintos casos de negocio para el blending de hidrógeno.


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Se puede realizar un análisis de sensibilidad para determinar impuesto de CO2 requerido para ser competitivo en el caso A (se debe agregar impuesto de CO2

sobre el precio base del diésel). La Figura 126 se centra en el caso correspondiente a los precios proyectados del diésel "A".

• Para el 2023: - El blending requiere impuestos significativos sobre las emisiones de CO2

(>> 40 $/ton) para ser competitivo en el escenario LCOHalto. - El blending no requiere ningún impuesto a las emisiones de CO2 para ser

competitivo en el escenario LCOHbajo38. • Para el 2035:

- El blending requiere impuestos de emisiones de CO2 alrededor de 10-11 $/ton para ser competitivo en el escenario LCOHalto, que está por debajo del impuesto a las emisiones de CO2 previsto para el 2035 en el caso +Alto de la PELP (i.e. 18.63 $/ton) (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017).

- El blending no requiere ningún impuesto sobre el CO2 para ser competitivo en el escenario LCOHbajo.

Figura 126: Impacto del impuesto de CO2 en los casos de negocio para blending en motores diésel.

Con foco en el blending de hidrógeno en camiones diésel, se puede llevar a cabo un análisis de Costo Total de Propiedad (TCO) para transformar el margen entre el costo de hidrogeno equivalente y el costo efectivo de diésel, en CAPEX adicional que puede gastarse para la reconversión del motor diésel a blending.

5.4.1.2.4. Combustible a hidrógeno Para la transición a una demanda 100% renovable, el reemplazo de combustibles diésel y fuel oil por hidrógeno está previsto para el sector minero en las fundiciones y en una menor medida en las industrias varias antes del 2023, en donde se inicia el cambio a la energía solar térmica de alta temperatura. Esta sección se enfocará en el sector minero debido a su alta participación en la demanda total de energía.

38 En el 2023, un impuesto a las emisiones de CO2 de 9.15 $/ton es proyectado en el caso +Alto del PELP

(División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017).


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El fuel oil y el diésel consumidos para el proceso de fundición son en promedio para Atacama y Antofagasta 1.4 MWh/ton Cu. Suponiendo que el combustible se reemplaza con una relación de 1:1 por hidrógeno39 (1 kWh de combustible corresponde a 1 kWh de hidrógeno), se obtiene la Tabla 62.

El caso de negocio no es atractivo en el escenario LCOHalto para el fuel oil y el diésel, con un impuesto de CO2 de 5 $/ton CO2.40 Sin embargo en el escenario LCOHbajo el caso de negocio es atractivo para el diésel en el 2023 y 2035. El umbral competitivo mostrado (93 y 119 $/ton Cu para 2023 y 2035 respectivamente) es representativo del precio esperado del diésel al 2035 con un impuesto de CO2 de 5 $/ton de CO2.

LCOHalto LCOHbajo

2023 2035 2023 2035

LCOH [$/kg H2] 3.03 2.86 1.80 1.30

Costo equivalente de hidrogeno [$/ton Cu eq] 128 121 76 55

Umbral de competitividad36 [$/ton Cu] – A 73 98 74 98

Umbral de competitividad37 [$/ton Cu] – B 93 119 93 119

Margen [%] – A -42 -19 -3 44

Margen [%] – B -28 -2 18 54

Tabla 62: Evaluación de los distintos casos de negocio para el cambio de combustible a hidrógeno.

Se puede realizar un análisis de sensibilidad adicional sobre el impuesto al CO2, como se ilustra en la Figura 127. En el 2023, el hidrógeno puede ser más atractivo que el diésel bajo el escenario LCOHbajo con un impuesto al CO2 de aproximadamente 15 $/ton de CO2. El fuel oil se mantiene, incluso para un impuesto alto, más competitivo que el hidrógeno. También en 2023, el hidrógeno con un LCOHbajo es más competitivo que el diésel (incluso sin impuesto). Con un impuesto al CO2 de aproximadamente 14 $/ton de CO2, el hidrógeno con LCOHbajo es más competitivo que el fuel oil. El hidrógeno con LCOHalto es menos competitivo, incluso para los impuestos más altos de CO2, que el diésel y el “fuel oil”.

39 El LHV del hidrógeno es de 33.3 kWh/kg, mientras el del diésel es de 14.3 kWh/kg. Es decir, la masa de hidrógeno

necesaria seria 2.3 veces menor a la de diésel, sin embargo, la energía sería la misma.

40 Un impuesto a las emisiones de CO2 es añadido al consumo de combustibles de la industria, minería, etc. debido a que se asume que este impuesto se extenderá a más usos que el considerado en la actualidad.


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Figura 127: Impacto del impuesto de CO2 en los casos de negocio para cambio de combustible a hidrógeno.

En el 2035, el hidrógeno en un escenario LCOHbajo es más competitivo que el diésel y el fuel oil. En el caso LCOHalto, será más competitivo que el diésel con un impuesto de CO2 de aproximadamente 11 $/ton de CO2. El fuel oil sigue siendo más competitivo que el hidrógeno con LCOHalto incluso para altos impuestos al CO2.

5.4.1.2.5. GLP a hidrógeno El GLP requerido en el sector Industrias Varias será reemplazado por hidrógeno para alcanzar una demanda 100% RES. Suponiendo el reemplazo del GLP por hidrogeno en una relación de 1:1 en base energética (i.e. 1 kWh de GLP corresponde a 0.14 lGLP, mientras que 1 kWh de hidrógeno corresponde a 0.03 kgH241), se obtiene la Tabla 63.

LCOHalto LCOHbajo

2023 2035 2023 2035

LCOH [$/kg H2] 3.03 2.86 1.80 1.30

Costo equivalente de hidrogeno [$/lGLP_eq] 0.63 0.59 0.37 0.27

Umbral de competitividad42 [$/lLPG] 0.76 0.76 0.76 0.76

Margen [%] 17 21 51 64

Tabla 63: Evaluación de los casos de negocio para el cambio de GLP a hidrógeno.

El caso de negocio es atractivo en todos los escenarios, incluso el 2023-LCOHalto, con un alto costo de hidrogeno. El umbral competitivo mostrado (0.76 $/lGLP) representa el precio actual del GLP con un impuesto a las emisiones de CO2 de 5 $/ton. Incluso si el impuesto sobre el CO2 no se considera, el caso de negocio seguiría siendo interesante (0.75 en lugar de 0.76 $/lLPG). Además, se espera que el precio del GLP aumente en los próximos años, reforzando aún más las conclusiones anteriores.

41 La densidad energética del hidrógeno es de: 33.33 kWh/kg (HyWeb - The Hydrogen and Fuel Cell Information

System)

42 (Globalpetrolprices.com, 2018)


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5.4.1.2.6. Gas natural a hidrógeno En la sección 4.2.2, se explica que el gas natural podría reemplazarse progresivamente por hidrógeno para cumplir la función de agente reductor en la minería (principalmente en proceso de refinería) y en la industria siderúrgica, para alcanzar la transición hacia una demanda 100% RES. Ambos procesos tienen diferentes eficiencias de combustible debido a que distintas reacciones químicas presentes. Usar hidrógeno en lugar de gas natural cambiaría la reacción química y tendría una menor eficiencia de combustible que el gas natural.

Cobre

Para el proceso de reducción de cobre, se necesitan 0.94 MWh/ton de Cu de gas natural. Si se cambia el gas natural por hidrógeno, se necesitarían 1.05 MWh/ton de Cu (ver apéndice 10). Como se puede ver en la Tabla 64, el caso de negocios sólo es atractivo en el escenario de LCOHbajo al 2035. El umbral competitivo toma en cuenta los precios del gas natural del alto del PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017) e impuesto al CO2 de 5 $/ton CO2

LCOHalto LCOHbajo

2023 2035 2023 2035

LCOH [$/kg H2] 3.03 2.86 1.80 1.30

Costo equivalente de hidrógeno [$/ton Cu_eq] 96 90 57 41

Umbral de competitividad36 [$/ton Cu] 39 42 39 42

Margen de Cu [%] -60 -53 -32 3

Tabla 64: Evaluación de los casos de negocio para el cambio de gas natural por hidrógeno en la producción de cobre.

Un análisis de sensibilidad se realiza con distintos impuestos a las emisiones de CO2, donde se asume que este impuesto se extenderá a todos los usos de combustibles fósiles en el futuro. Como se puede ver en la Figura 128, incluso para altos impuestos a las emisiones de CO2, el costo del gas natural sigue siendo lo suficientemente bajo como para ser competitivo en 2023 para ambos escenarios LCOH. Para 2035, el hidrógeno al LCOHbajo es más competitivo que el gas natural, incluso sin un impuesto al CO2.

Figura 128: Impacto del impuesto de CO2 en los casos de negocio para cambio de gas natural por hidrógeno en la producción de cobre.


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Acero

Para el proceso de reducción en la fabricación de acero, se necesita 1.60 MWh/ton de acero de gas natural. Si se cambia el gas natural por hidrógeno, se necesitarían 1.79 MWh/ton de acero (ver apéndice 10). Como se ve en la Tabla 65 y la Figura 129, se obtienen las mismas conclusiones que para el caso anterior, debido a que la proporción de gas natural necesaria para el cambio a hidrógeno es la misma en ambos caso, siendo 1.1:1 (1.1 kWh de hidrogeno se necesita en vez de 1 kWh de gas natural).

LCOHalto LCOHbajo

2023 2035 2023 2035

LCOH [$/kg H2] 3.03 2.86 1.80 1.30

Costo equivalente de hidrógeno [$/ton acero_eq] 163 154 97 70

Umbral de competitividad36 [$/ton acero] 66 72 66 72

Margen acero [%[ -60 -53 -32 3

Tabla 65: Evaluación de los casos de negocio para el cambio de gas natural por hidrógeno en la producción de acero.

Figura 129: Impacto del impuesto de CO2 en los casos de negocio para cambio de gas natural por hidrógeno en la producción de acero.

5.4.1.2.7. Amoníaco verde TRACTEBEL ve nuevas oportunidades de negocio para Chile, especialmente en el norte con foco en Antofagasta. En la actualidad la industria minera consume grandes toneladas de amoniaco indirectamente, el cual se utiliza para la producción de nitrato de amonio en la fabricación de explosivos. Este amoníaco se importa y es producido principalmente a través del proceso Haber-Bosch, un proceso altamente dependiente del gas natural y, por lo tanto, sujeto a fuertes fluctuaciones de precios. Alternativamente, el amoniaco se puede producir con hidrógeno proveniente de la electrolisis del agua. Teniendo en cuenta el alto potencial solar del norte de Chile y la posibilidad de producir hidrógeno verde a un costo competitivo, TRACTEBEL ve una oportunidad en el desarrollo de una industria de amoniaco basada en hidrógeno verde producido localmente a partir de fuentes renovables. Desarrollar una industria de este tipo disminuiría la dependencia de amoníaco de Chile con otros países, y potencialmente permitiría


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a Chile posicionarse como un productor internacional de amoníaco. Se prevé que Chile comience a producir amoníaco verde en lugar de importarlo a partir de 2035.

La manera convencional de producir amoníaco es a través del proceso Haber-Bosch, el cual requiere nitrógeno e hidrógeno (producida por una unidad de reformado con vapor de metano o SMR). Esta forma de producir amoníaco utiliza como materia prima el gas natural, combustible fósil que emite CO2 en el proceso. Típicamente, la producción de amoniaco en una planta convencional que usa un SMR tiene emisiones entre 1.7 y 2.2 tCO2eq/tNH3 (Brown, 2017).

Una forma de reducir estas emisiones es reemplazar la unidad SMR por un electrolizador para producir hidrógeno y una unidad de separación de aire (ASU) para producir nitrógeno. Si la energía requerida es entregada por fuentes de energía renovable, como se prevé en el escenario 100% RES. La Figura 130 muestra un esquema general de dicha producción de amoniaco basada en energías renovables. Debe tenerse claro que las unidades convencionales de Haber-Bosch típicamente operan en carga base con una alimentación de hidrógeno en estado estacionario.

Figura 130: Esquema de la producción de amoniaco verde.

Además de hidrógeno, también se necesita nitrógeno, para el cual existen tres formas principales de producirlo para uso industrial:

• separación de aire criogénica; • separación de membrana; • adsorción con cambio de presión.

La separación de aire criogénico es el proceso más utilizado para producir nitrógeno actualidad y también la tecnología más costo-eficiente para altas tasas de producción.

En esta sección, se analizará el caso de negocio de producción de amoníaco verde a base de hidrógeno y electricidad renovable producida localmente en la región norte de Chile (i.e. Antofagasta y Atacama) en comparación con el amoníaco importado de otros países.

En la Tabla 66, se evalúa el costo marginal total del amoníaco verde para los cuatro escenarios (2023-LCOHalto, 2035-LCOHalto, 2023-LCOHbajo, 2035-LCOHbajo). Este costo marginal43 incluye el costo asociado con el hidrógeno requerido como también el consumo de electricidad relacionado con la unidad de

43 Detalles de los supuestos se pueden encontrar en el Apéndice 10.


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separación de aire y el proceso Haber-Bosch. Luego, este costo es comparado con el umbral competitivo asociado al amoníaco importado.

El precio promedio del mercado de amoníaco ha experimentado fuertes fluctuaciones en los últimos años, como se destaca en varias fuentes (Enaex, 2016), (Jones, 2016).

La mayor parte del amoníaco se produce actualmente a través de SMR, por lo que el precio del amoníaco depende en gran medida del precio del gas. Como se puede ver en el Apéndice 11.1, el umbral competitivo a vencer está entre 250 y 350 $/t NH3. Tomando en cuenta un impuesto de emisión de CO2 de 5 $/ton y una evolución del precio del gas en los próximos años según el escenario B del PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017), se realizan proyecciones para los umbrales competitivos de los años 2023 y 203540.

Como se puede ver en la Tabla 66, el precio del amoníaco verde está altamente determinado por el LCOH. En el caso de LCOHalto, el caso de negocios no es atractivo debido a que el costo de producción marginal (sin considerar las inversiones relacionadas con la ASU y el HB) de amoníaco verde es más alto que los limites competitivos. Al considerar el LCOHbajo, el caso de negocios comienza a ser interesante y se pueden lograr costos marginales en el rango de 250-350 $/t NH3 y ser competitivos para el caso A (límite superior en la actualidad de 350 $/t NH3).

LCOHalto LCOHbajo

2023 2035 2023 2035

LCOE44 [$/MWh] 56.2 56.4 68.7 64.2

LCOH [$/kg H2] 3.03 2.86 1.80 1.30

Costo electricidad asociado [$/t NH3] 27.3 27.4 33.4 31.2

Costo de hidrógeno asociado [$/t NH3] 538.5 507.5 319.3 231.5

Costo de amoniaco verde [$/t NH3] 565.8 534.9 352.7 262.7

Umbral de competitividad [$/t NH3] – A45 489.5 517.0 489.5 517.0

Umbral de competitividad [$/t NH3] – B46 389.5 417.0 389.5 417.0

Margen de NH3 [%] – A47 -25 -15 17 42

Margen de NH3 [%] – B -42 -34 -8 26

44 Ver Tabla 51, Tabla 52 y Tabla 53. 45 Partiendo del límite superior considerado como competitivo en la actualidad de 350 $/t NH3

46 Partiendo límite inferior considerado como competitivo en la actualidad de 250 $/t NH3

47 Para evaluar el margen operacional (OPEX), el umbral competitivo A y B son disminuidos restando cierta contribución del CAPEX. Este CAPEX adicional se basa en los costos actuales del ASU y HB los cuales son anualizados sobre la vida útil de la planta de amoniaco y normalizados de acuerdo a la producción anual (i.e. $/t NH3).


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Margen de CAPEX HB+ASU 48 [%] – A / / No

requiere reducción

No requiere reducción

Margen de CAPE HB+ASU X [%] – B / / -42 No requiere reducción

Tabla 66: Evaluación del caso de negocio para el amoniaco verde

Sin embargo, la evaluación del caso de negocios también debe considerar las inversiones relacionadas con la ASU y la HB para evaluar los costos totales de producción de amoníaco verde. Por lo tanto, se calcula un costo nivelado de amoníaco, similar al LCOH y LCOE:

LCOA = 𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉(𝐶𝐶𝑉𝑉𝐶𝐶𝑅𝑅𝐶𝐶+𝑂𝑂𝐶𝐶𝑅𝑅𝐶𝐶)+ Costo marginal total de amoníaco verde

𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉𝑉(𝐶𝐶𝐸𝐸𝑐𝑐𝑃𝑃𝑐𝑐𝑒𝑒𝑒𝑒𝑐𝑐ó𝑃𝑃 𝑃𝑃𝑒𝑒 𝑡𝑡𝑐𝑐𝑐𝑐𝑃𝑃í𝑡𝑡𝑒𝑒𝑐𝑐)

Donde:

• CAPEX incluye las inversiones relacionadas con las unidades de ASU y HB; • OPEX incluye los costos de mantención; • El costo marginal total de amoníaco verde incluye el costo asociado al

hidrógeno requerido, así como el consumo de electricidad relacionado con ASU y HB.

• La producción de amoniaco se calcula suponiendo un tamaño de planta de amoníaco de 400 ktpa de NH3 (como se estipula en WP1).

Para 2035 no se requiere ninguna reducción de CAPEX en el “ASU+HB” para competir con un umbral de amoníaco de 517 $/t NH3, o incluso 417 $/t NH3. Esto se debe a que los márgenes alcanzados en los gastos operacionales (margen de OPEX) son suficientes para cubrir los gastos adicionales relacionados con las inversiones en el proceso ASU y HB (permite incluso un aumento en estos valores de CAPEX en comparación con el valor actual).

Además, si el impuesto a las emisiones de CO2 previsto en 2035 por el caso +Alto de la PELP de 18.63 $/ton (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017) se hiciera efectivo, los umbrales de amoniaco A y B aumentarían a 536 y 436 $/t NH3, lo que fortalecería aún más las conclusiones anteriores. La Figura 131 ilustra cómo evoluciona el umbral competitivo de amoníaco (en 2035) con el impuesto a las emisiones de CO2 para el caso A

48 Reducción requerida comparada con los valores actuales. Haber-Bosh: 17,893 $/kg H2/h (Bartels, 2008). Air-

Separation Unit: 3,420 $/kg H2/h.


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Figura 131: Evolución del precio competitivo del amoniaco (2035, case A) con impuesto a las emisiones de CO2.

5.4.2. Cadena de valor de energías renovables Además de las oportunidades de negocios del hidrógeno, se han identificado otros casos de negocios no relacionados a este energético, ver sección 4.2 y Figura 132. En esta sección, la competitividad de cada caso de negocios será comparada con las alternativas convencionales que existen en la actualidad. Con la ayuda de este análisis, se identificarán las oportunidades de negocio más interesantes para Chile en casos de negocios no relacionados con hidrógeno.

Figura 132: Cadena de valor no relacionada con hidrogeno


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5.4.2.1. OPORTUNIDADES DE NEGOCIOS DE ENERGÍAS RENOVABLES

5.4.2.1.1. Electricidad de fuentes convencionales a electricidad renovable Uno de los cambios más importantes para lograr una región 100% renovable consiste en la oportunidad de pasar todo el consumo eléctrico a electricidad renovable. De hecho, en el 2016 tanto para Antofagasta como para Atacama (Ver Figura 5), más del 75% de la generación provino de plantas termo eléctricas a carbón, una de las fuentes mas contaminantes.

Para analizar la competitividad de este recambio, se comparó el costo nivelado de electricidad 100% Renovable con el escenario actual (2016). Los resultados se resumen en la Tabla 67.

El LCOE en 2016 El LCOE actual del sistema fluctúa en el rango de 81.8 $/MWh y 86.7$/MWh dependiendo si se incorpora al costo nivelado de electricidad la capacidad instalada de plantas diésel que funcionan como respaldo.

Para el escenario 100% RES, se analizaron dos LCOEs, uno para el sistema total y otro en el cual los PV para generación de hidrógeno son sacados del costo total (Ver 5.3.1. para mayor detalle).

Total RES Total RES without PV for H2

2023 2035 2023 2035

LCOE – 100 % RES [$/MWh] 56.2 56.4 68.7 64.2

Margen de LCOE [%] – con Diesel 35% 35% 21% 26%

Margen de LCOE [%] – sin Diesel 31% 31% 16% 21%

Tabla 67: Evaluación del caso de negocio del cambio de electricidad a electricidad renovable.

Se observa que el caso 100% renovable presenta un margen positivo en comparación al costo de la electricidad actual. Lo anterior se debe principalmente al alto costo de las unidades de gas, a su bajo factor de planta (4%) y a que no han sido completamente amortizadas.

5.4.2.1.2. De combustible a electricidad renovable Para la transición hacia un escenario 100% RES se masifico la electromovilidad para vehículos de pasajeros de modo de reemplazar progresivamente los motores de combustión convencionales en el sector transporte. También se introducen motores eléctricos en el sector minero para electrificar completamente equipos principales presentes en la producción de concentrado de cobre.

Movilidad eléctrica

Si un vehículo eléctrico de pasajeros consume 20 kWh/100 km, el costo asociado a la electricidad para conducir 100 km se puede calcular directamente desde el LCOE. Posteriormente, suponiendo que un automóvil de gasolina convencional consume 6 l/100 km, se obtiene directamente el costo equivalente para la sustitución de combustible por electricidad. La Tabla 68 resume los resultados para diferentes LCOE (i.e. consulte la sección 5.3.2.2 y Tabla 54). La relevancia del caso de negocios es clara: en todos los casos, y tanto en 2023 como en 2035,


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los vehículos eléctricos de pasajeros son más competitivos que los vehículos a gasolina.

LCOEelec,bajo LCOEelec,alto LCOEtotal

2023 2035 2023 2035 2023 2035

LCOE [$/MWh] 56.2 56.4 68.7 64.2 72.7 56.4

Costo eléctrico asociado [$/100 km] 1.12 1.13 1.37 1.28 1.45 1.13

Costo equivalente [$/l_eq] 0.19 0.19 0.23 0.21 0.24 0.19

Umbral de competitividad49 [$/l] – A 0.72 0.92 0.72 0.92 0.72 0.92

Umbral de competitividad50 [$/l] – B 1.41 1.69 1.41 1.69 1.41 1.69

Margen [%] – A 74 80 68 77 66 80

Margen [%] – B 87 89 84 87 83 89

Tabla 68: Evaluación del caso de negocio de electro movilidad en vehículos de pasajeros.

Para analizar la competitividad se calculó el costo total de propiedad (TCO) de donde se puede ver gráficamente la trasformación del margen entre el costo equivalente de electricidad y el costo efectivo de la gasolina, en un CAPEX adicional destinado al mayor costo de inversión de un vehículo eléctrico en comparación con uno a gasolina. Para el automóvil a gasolina, los costos relacionados con el combustible, O&M y CAPEX (INFRAS, 2006) se suman para calcular el TCO total de los vehículos convencionales.

En la Figura 133 se muestra el LCOE límite o umbral para que los vehículos eléctricos de pasajeros sean competitivos con los vehículos a gasolina en función del precio de esta (i.e. suponiendo un CAPEX idéntico). Se puede observar que, para todos los LCOE considerados de los escenarios 100% RES (ver sección 5.3.1), la competitividad del vehículo eléctrico comenzaría a ser interesante sólo si el precio de la gasolina fuera de 0.2 $/l (en la actualidad este valor es más bajo que el precio base del combustible sin impuestos y otros costos asociados51). Todos los comentarios anteriores hacen obvio el caso de negocio del vehículo eléctrico.

49 Precio base de la gasolina (sin impuesto específico, IVA, margen, etc.) calculado en base a la proyección de precios

del diésel del PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017) y calibrado en comparación con el ratio gasolina/diésel de ENAP (i.e. data recolectada desde 18-Sep-14 hasta 17-May-18) (ENAP, 2018).

50 Precio de la gasolina calculado anteriormente sumado a impuesto específico, IVA, margen, etc. (CNE Comision Nacional de Energia, 2018), (CNE Comision Nacional de Energia, 2015).

51 El precio base del combustible al 2016 es de aproximadamente 0.36 $/l (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017) (ENAP, 2018). Además del precio base, si consideramos el impuesto específico de combustible, costo de transporte, margen de ganancia bruta e IVA, da como resultado un precio total en las estacione de combustible de 0.9-1 $/l (World Bank, 2018). Las proyecciones para el precio base al 2023 y 2035 es de 0,71 $/l y 0,91 $/l, respectivamente.


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Figura 133: Umbral de competitividad del LCOE para vehículo de pasajeros en función del precio de la gasolina.

Motor eléctrico

Otro aspecto importante para la transición hacia un escenario 100% RES en la demanda de energía es la introducción de motores eléctricos, los cuales pueden utilizarse en el sector minero, para electrificar los equipos presentes en la producción de concentrado de cobre. La idea es reemplazar los motores diésel convencionales que tienen eficiencias en el rango de 35%, por motores eléctricos con eficiencia cercana al (i.e. 92%) y beneficiarse de la generación eléctrica renovable asociada al escenario 100% RES.

Los resultados de la evaluación se resumen en la Tabla 69. En cuanto a la movilidad eléctrica, se observa que, para todos los casos, tanto en el 2023 y 2035, los motores eléctricos son más competitivos que los motores diésel convencionales.

LCOEelec,bajo LCOEelec,alto LCOEtotal

2023 2035 2023 2035 2023 2035

LCOE [$/MWh] 56.2 56.4 68.7 64.2 72.7 56.4

Costo eléctrico asociado [$/MWh] 21.4 21.5 26.1 24.4 27.6 21.5

Umbral de competitividad52 [$/l] 64.6 83.0 64.6 83.0 64.6 83.0

Margen [%] 67 74 60 71 57 74

Tabla 69: Evaluación del caso de negocio de introducir motores eléctricos en equipos mineros (producción de concentrado de cobre).

52 Precio base del diésel de las proyecciones del PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de

Energia, 2017)


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En la Figura 134 se muestra el LCOE límite o umbral para que el motor eléctrico sea competitivo con los motores diésel en función del precio del combustible. Se puede observar que, para todos los LCOE considerados del escenario 100% RES (ver sección 5.3.1), la competitividad del motor eléctrico comenzaría a ser atractiva sólo si el precio del diésel se mueve entorno 20-30 $/MWh. De acuerdo a las proyecciones del PELP utilizadas en este estudio (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017), no se espera que el costo del diésel llegue a esos valores53.

Figura 134: Umbral de competitividad del LCOE para motores eléctricos en función del precio dl diésel.

5.4.2.1.3. De diésel a energía solar térmica de baja temperatura Para alcanzar una demanda 100% renovable, en el sector minero y CPR, una fracción del diésel para procesos de SX-EW y calefacción, respectivamente, se reemplaza por energía solar térmica de baja temperatura. Dado que la demanda de energía de la minería es mucho más alta que la demanda del sector CPR, en esta sección se enfoca en el sector minero. La eficiencia del combustible para el proceso SX-EW es de 0.56 MWh/ton Cu. Suponiendo que el combustible se reemplaza con una relación 1:1 (en base energética donde 1 kWh de combustible corresponde a 1 kWh de energía solar térmica de baja temperatura) por energía solar térmica de baja temperatura se obtienen los resultados resumidos en la Tabla 70. El costo nivelado para la producción de calor, LCOHeat se obtiene con las suposiciones de costos discutidas en detalle en el apéndice 12.

Como se puede ver en la Tabla 69, el caso de negocios para el cambio de diésel por energía solar térmica de baja temperatura no es interesante considerando el impuesto actual a las emisiones de CO2 de 5 $/ton. El CAPEX de esta tecnología debería disminuir para ser competitivo con el diésel.

53 En los valores competitivos considerados en la Tabla 69, ningún impuesto a las emisiones de CO2 son consideradas.

Sin embargo, impuestos hasta valores de 18.63 $/ton son proyectados al 2035 por el PELP en un escenario alto (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017), los cuales aumentarían la competitividad.


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Al realizar un análisis de sensibilidad sobre el impuesto al CO2, como se ilustra en la Figura 135, se puede concluir que, incluso para altos impuestos al CO2, la energía solar térmica a baja temperatura sigue siendo menos competitiva que los combustibles convencionales.

LCOHeat

2023 2035

LCOHeat [$/MWh] 232 116

Costo equivalente del calor [$/ton Cu_eq] 131 65

Umbral competitivo36 [$/ton Cu] - Diésel 37 47

Margen [%] -72 -27

Tabla 70: Evaluación del caso de negocio de reemplazar diésel por energía solar térmica de baja temperatura.

Figura 135: Impacto del impuesto de CO2 en los casos de negocio para solar térmica de baja temperatura.

5.4.2.1.4. Fuel oil y coque a energía solar térmica de alta temperatura Energía solar térmica de alta temperatura se considera para el cambio de combustibles convencionales a energías renovables, en caso de demandas de calor de alta temperatura en el sector minero e industria cementara (fuel oil usado principalmente en el proceso de fundición y coque en hornos de cemento).

El LCOHeat de la energía solar térmica de alta temperatura se calcula con las suposiciones de costos que se pueden encontrar en el apéndice 12.2. Esta tecnología sólo se analiza al año 2035, ya que se necesita más desarrollo para estar comercialmente disponible para proyectos de gran escala en Chile. Los resultados se resumen en la Tabla 71.

El caso de negocios es interesante con el impuesto a emisiones de CO2 de 5 $/ton considerado. Sin embargo, la sustitución del coque, utilizado en la industria del cemento no es competitiva debido al bajísimo costo del coque.

LCOHeat

2035

LCOHeat [$/MWh] 32

Umbral de competitividad del fuel oill36 [$/MWh] 70


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Umbral de competitividad del coque [$/MWh] 14

Margen del fuel oil [%] 54

Margen del coque [%] -58

Tabla 71: Evaluación del caso de negocio de reemplazar diésel por energía solar térmica de alta temperatura.

Al realizar un análisis de sensibilidad sobre el impuesto de CO2, cómo se puede ver en la Figura 136, se puede concluir que, al 2035 incluso para altos impuestos sobre el CO2, el coque sigue siendo demasiado barato en comparación con la energía solar térmica de alta temperatura. Sin embargo, la oportunidad de negocio para el cambio de fuel oil a solar térmica alta temperatura es prometedora.

Figura 136: Impacto del impuesto de CO2 en los casos de negocio para solar térmica de alta temperatura.

5.5. Evaluación de oportunidades de negocio

En esta sección se abordan las oportunidades de negocios más prometedoras para ambas regiones en la hoja de ruta hacia un futuro energético más renovable. En primer lugar, se ofrece una tabla de resumen comparativa con todos los casos de negocio analizados para luego, identificar las oportunidades de negocio de corto y largo plazo.

5.5.1. Resumen comparativo Este resumen se construye con los márgenes de gastos operacionales calculados para cada caso de negocio analizado, como se resume en la Tabla 72. Los márgenes en el OPEX son un buen indicador de que tan prometedor es el caso de negocio debido a que mustra la potencial ganancia para recuperar los costos fijos. Si el margen del OPEX es cero o negativo, el caso de negocio tendrá más dificultades de ser exitoso.


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Otras oportunidades para el hidrógeno

Margen hidrógeno 2023 2035

LCOHalto LCOHbajo LCOHalto LCOHbajo Combustible (base) → Hidrógeno (Celda Combustible) 3 % 43 % 29 % 68 % Combustible (total) → Hidrógeno (Celda Combustible) 38 % 63 % 53 % 79 %

Combustible (base) → Hidrógeno (blending) -28 % 18 % -2 % 54 % Combustible (total) → Hidrógeno (blending) 11 % 47 % 33 % 69 %

Enap 6 → Hidrógeno (calor) -42 % -3 % -19 % 44 % Diésel → Hidrógeno (calor) -28 % 18 % -2 % 54 %

GLP → Hidrógeno 17 % 51 % 21 % 64 % Gas Natural → Hidrógeno (agente reductor) -60 % -32 % -53 % 3 %

Amoniaco verde -25 % 17 % -15 % 42 % Otras oportunidades para energía renovable

2023 2035

Margen LCOE LCOERES LCOERES w/o H2 LCOERES LCOERES

w/o H2 Electricidad (LCOE 2016 con centrales diésel de

respaldo) → Electricidad renovable 35% 35% 21% 26%

Electricidad (LCOE 2016 sin centrales diésel de respaldo) → Electricidad renovable 31% 31% 16% 21%

Diésel → Electricidad renovable 67 % 60 % 74 % 71 % Combustible (base) → Electricidad renovable (Vehículo

elec.) 74 % 68 % 80 % 77 %

Combustible (total) → Electricidad renovable (Vehículo elec.) 87 % 84 % 89 % 87 %

LCOHeat (alta T) LCOHeat (alta T) Enap 6 → solar térmica de alta temperatura - 34 % Coquee → solar térmica de alta temperatura - -71 %

LCOHeat (baja T) LCOHeat (baja T) Combustible → Solar térmica de baja temperatura -72 % -27 %

Tabla 72: Resumen comparativo con el margen operacional disponible de todos los casos de negocio analizados en escala de colores para resaltar su nivel de competitividad. Verde resalta un alto nivel de competitividad, amarillo una

competitividad moderada naranjo no hay competitividad identificada rojo significa que el caso de negocio es altamente no competitivo comparado con la solución convencional.

5.5.2. Oportunidades de negocio a corto plazo Enfocados en oportunidades de corto plazo (2023), los casos comerciales con mayor potencial relacionados al uso de electricidad renovable, son los de electro-movilidad con la transición de vehículos de pasajeros a vehículos eléctricos. Este caso de negocio tiene el mayor margen en OPEX de todos los casos analizados, representando el caso de negocio más inmediato en el corto plazo.

En cuanto a la transición de electricidad a electricidad renovable, el caso de negocio se vuelve más interesante cuando tenemos hidrógeno producido con un LCOH alto, ya que en ese caso el LCOE se calcula con todo el sistema renovable, sin descontar las centrales PV dedicada para la producción de hidrógeno (esto resultaría en un menor LCOE). En el caso de un LCOH bajo, el LCOE es mayor, lo que resulta en un caso de negocio menos interesante.


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Adicionalmente, enfocados en hidrogeno, el caso de negocio más interesante es el cambio a celda de combustible. Este caso resulta más positivo si consideramos el costo de combustible total (impuestos, logística, margen, etc.) como se muestra en la Figura 136. En caso de considerar el LCOH bajo, este caso de negocio es más atractivo, con principal foco en minería para el cual se puede considerar el caso “Combustible (base) → Hidrógeno (Celda Combustible) de la Figura 137 y el transporte B2B, como los más prometedores debido a los impuestos para el combustible convencional. Sin embargo, debido a las grandes inversiones y esfuerzos necesarios el cambio real solo se estimó para el 2035, ver la sección 4.2.2.2.

Figura 137: Casos de negocio de corto plazo con el margen del OPEX operacional. En azul se resaltan los casos relacionados a electrificación renovable, en verde los relacionados a un cambio a hidrógeno.


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Otro buen caso de negocio en el corto plazo es el blending, sin embargo, solo en el caso de considerar el costo total del combustible. Este caso de negocios se considera para los sectores de minería y B2B, al 2023, ver sección 4.2.2.2. La competitividad de esta solución se ve reforzada por el hecho de que se puede lograr hacer una transición de motores diésel convencionales a motores con blending de hidrógeno con una baja inversión adicional. Por lo tanto, el OPEX marginal se puede ver casi como un margen/ganancia total.

Como se ilustra en la Tabla 66, la oportunidad de negocio para el amoníaco verde en el corto plazo depende del LCOH asumido y los umbrales de competitividad definidos. En el escenario de LCOH alto, el amoníaco verde no puede competir con el amoníaco importado. Sin embargo, en el escenario de LCOH bajo, el amoníaco verde es competitivo al 2023, con el amoníaco “gris” importado, en el rango de 450-490 $/t NH3, sin que se requiera una reducción de costos en el proceso de ASU y HB. Por otro lado, para alcanzar en 2023 un precio del amoníaco por debajo de 400 $/t NH3 es necesaria una fuerte reducción del CAPEX en las unidades ASU y HB. Esto justifica la decisión de introducir el amoníaco verde sólo en 2035 (i.e. ver la sección 4.2.2.3.5).

Cabe mencionar que el cambio de GLP a hidrógeno, aunque tiene una alta valoración, no representa un gran potencial de mercado en comparación con otras oportunidades comerciales interesantes.

En conclusión, teniendo en cuenta los siguientes elementos:

• La introducción masiva de celdas de combustible puede ser muy optimista para el 2023, considerando el nivel actual de madurez de la tecnología (TRL: Techonology Rediness Level);

• El cambio de diésel a electricidad representa una pequeña fracción de los cambios investigados;

• El cambio de GLP a hidrógeno representa un pequeño potencial de mercado,

Las oportunidades de negocios más atractivas a corto plazo se encuentran en los siguientes cambios:

• Cambio de vehículos de pasajeros a vehículos eléctricos • Introducción de del blending de hidrógeno en el motor diésel convencional

5.5.3. Oportunidades de negocio a largo plazo Las mismas tendencias anteriores, se observan en los casos comerciales de hidrógeno a largo plazo, como se ilustra en la Figura 138. Similar a los casos corto plazo, el cambio a celdas de combustibles de hidrógeno y el blending son los casos más interesantes para hidrogeno. Estas aplicaciones son aplicables tanto en el sector minero (minería a rajo abierto y subterránea), como en el sector transporte.


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Figura 138: Casos de negocio de largo plazo con el margen del OPEX operacional. En azul se resaltan los casos relacionados a electrificación renovable, en verde los relacionados a un cambio a hidrógeno.

Como se ilustra en la Tabla 66, el caso de negocio de los vehículos eléctricos para pasajeros también es atractivo en el largo plazo, sin embargo, la transición de electricidad a electricidad renovable no lo es en el corto plazo. Esto se explica debido al bajo LCOE observado en el BaU al 2035, debido a la alta participación de los activos a carbón ya amortizados. Además, no se debe subestimar la diferencia de la participación renovable entre el BaU y el 100% RES, siendo 45% y 100% respectivamente.


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Para el amoniaco verde, la oportunidad de negocio a largo plazo depende del LCOH asumido. En el escenario de un LCOH alto, el amoníaco verde no puede competir con el amoníaco importado producido a través de SMR. Sin embargo, en el escenario de LCOH bajo, el amoníaco verde está en el rango entre 417-517 $/t NH3, es decir no se requiere ninguna reducción de costos en el ASU y HB para competir con el amoniaco “gris” (es más, incluso existe espacio para tener un CAPEX mayor). Suponiendo no existe un cambio tecnológico en el proceso de producción de amoniaco, si mantenemos el mismo CAPEX para el ASU y HB, se puede alcanzar un costo nivelado de amoniaco verde de 330 $/t NH3 en un escenario de LCOH bajo.

La energía solar térmica de alta temperatura ha sido identificada como un caso de negocio atractivo a largo plazo si lo comparamos con el uso del fuel oil para fuente de calor, ver Tabla 72. Este caso es atractivo para el subproceso de fundición de la minería que permite cambiar la alta dependencia de combustibles tradicionales a una solución renovable económicamente viable.

En conclusión, teniendo en cuenta los siguientes elementos:

• La introducción masiva de celdas de combustible al año 2035 es factible si se realizan las investigaciones y las inversiones requeridas;

• El cambio de “diésel a electricidad” representa un impacto menor en las transiciones estudiadas (corresponde a una pequeña fracción presente en la producción de concentrado de cobre en minas que aún no son electrificadas);

• El cambio de GLP a hidrógeno representa un pequeño potencial de mercado,

Las oportunidades de negocio más importantes a largo plazo se encuentran en los siguientes cambios:

• Continuar con los esfuerzos para reemplazar los vehículos particulares por vehículos eléctricos.

• Introducción de las celdas de combustible de hidrógeno (más competitivo que el blending de hidrógeno) para reemplazar el motor diésel convencional (movilidad en las minas, transporte público/camiones/vehículos especializados, etc.)

• Producción de amoníaco verde (en el escenario de un bajo LCOH). • Introducción de la tecnología solar térmica de alta temperatura para el proceso

de fundición de la industria minera para reemplazar el fuel oil.


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7. APÉNDICE - ESTRATEGIAS DE OPTIMIZACIÓN: SUPUESTOS PARA CONSTRUCCIÓN DE MATRIZ DE CAMBIO

Minería “ley nombres” Fuentes

60% Límite para inyección directa de hidrógeno en un motor diésel (en base energética.

EIA – Technology Roadmap Hydrogen and Fuel Cells.

12.1 kWh/kg Densidad energética del diésel. 40 l/100 km Consumo específico de un vehículo a diésel. Tractebel 50% % Eficiencia de una celda de combustible. Tractebel 8.4 kg/100 km consume de hidrogeno de una celda de combustible. Tractebel 92% Eficiencia de un motor eléctrico. Tractebel 35% Eficiencia de un motor diésel. Tractebel 4% Reemplazo de hidrógeno en hornos – 2023.

Procesos

Minería Se utiliza diésel principalmente en máquinas de excavación, carguío y transporte de mineral y pueden reemplazarse por celdas de combustible para el 2035, lo que implicará una mejora en la eficiencia.

Proceso de concentración Electrificación de los equipos principales al 2035.

Fundición 2023 reemplazo de combustible hasta un 4% H2, 2035 100% con solar térmica de alta temperatura @1300 °C.

Refinería 2035 gas natural reemplazado 100% por hidrógeno, electricidad--> electricidad renovable.

SX-EW El diésel se utiliza para calentamiento de solución electrolitica @80°C --> 2035 reemplazo 100% por solar térmica de baja temperatura, el resto electricidad.

Services Reemplazo complete por hidrogeno (con celdas de combustible) --> mejor eficiencia y energía solar térmica.

Transporte “key numbers” Fuentes

100% de los vehículos particulares de pasajeros son electrificados al 2035. Tractebel/Laborelec

100% de vehículos de transporte público/camiones/vehículos especializados son cambiados a celdas de combustible al 2035. Tractebel/Laborelec

50% de los trenes son reconvertidos a celdas de combustible al 2035. Laborelec


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0 % de del sector marítimo/aviación es cambiado de combustibles tradicionales al 2035. Tractebel/Laborelec

29% de los vehículos particulares son electrificados al 2023. Cambio lineal desde el 2018 al 2023

100 % de vehículos de transporte público/camiones/vehículos especializados en base a gas natural son reconvertidos para admitir blending en el 2023. Laborelec

29% de vehículos de transporte público/camiones/vehículos especializados en base a combustibles son reconvertidos para admitir blending en el 2023. Cambio lineal desde el 2018 al 2023

0 % del sector marítimo/aéreo/ferroviario es cambiado de combustibles tradicionales al 2023. Tractebel/Laborelec

1.2 %/año Crecimiento promedio del consumo energético del sector transporte. EIA: https://www.eia.gov/outlooks/ieo/pdf/transportation.pdf

6 l/100 km Consumo de combustible de un vehículo particular a gasolina. Tractebel 20 kWh/100km Consumo eléctrico de un vehículo particular. Tractebel

205 miles/mmBtu Consumo de combustible de un vehículo particular a gas natural. NREL: https://www.nrel.gov/docs/fy16osti/64267.pdf

40 l/100 km Consumo de combustible de un camión diésel. Tractebel 8.4 kg/100 km Consumo de hidrógeno de un camión con celda de combustible. Tractebel

60 % % límite para inyección directa de hidrógeno en un motor diésel (en base energética).

EIA – Technology Roadmap Hydrogen and Fuel Cells.

100 % % Límite para inyección directa en un motor a gas natural (en base energética). Laborelec

20000 km/año/vehiculo Promedio anual de distancia recorrida de un vehículo particular.

http://www.plataformaurbana.cl/archive/2015/07/15/chile-encabeza-ranking-de-uso-de-vehiculo-con-promedio-de-29-mil-km-recorridos-al-ano/

12.22 kWh/kg Densidad energética de la gasolina. 33.33 kWh/kg LHV del hidrógeno.

General Fuentes

Proporción de vehículos particulares entre las subcategorías de transporte terrestre (particular v/s público, transporte público/camiones/camiones especializados) calculada en base a la demanda total del BNE 2016, vehículos particulares registrados en 2016, distancia media de conducción particular y consumo medio de combustible del automóvil

BNE 2016 Instituto Nacional de Estadísticas www.plataformaurbana.cl/archive/2015/07/15/chile-encabeza-ranking-de-uso-de-vehiculo-con-promedio-de-29-mil-km-recorridos-al-ano/

2023 & 2035: proyecciones de la demanda eléctrica basada en BNE 2016 BNE 2016 Cemento

“key numbers” Fuentes 30 % Reemplazo de combustible alternativo en horno (biomasa)






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60 % Reemplazo de combustible alternativo en horno (biomasa. Esto ya fue realizado en plantas de cemento de la UE.

Procesos Fuentes 2035: Calor restante requerido por los hornos es suministrado con solar térmica.

Acero “key numbers” Fuentes

29% Reemplazo del gas natural por biomasa al 2023. Cambio lineal desde el 2018 al 2023

100 % Reemplazo del gas natural por biomasa al 2035. General Fuentes

2035: kiln rest heat needed supplied with solar thermal

See energy content charcoal in sheet Steel & Iron Industrias Varias “key numbers” Fuentes

2023 29% GLP y otros combustibles (salvo el diésel) son reemplazados por hidrógeno. Cambio lineal desde el 2018 al 2023

2035 100% GLP y otros combustibles (salvo el diésel) son reemplazados por hidrógeno. 50% del diésel está relacionado con los vehículos.

2023 29% Vehículos basado en biocombustible. Cambio lineal desde el 2018 al 2023

2023 20 % Penetración del biocombustible.

https://ec.europa.eu/energy/intelligent/projects/sites/iee-projects/files/projects/documents/efficient20_review_of_agricultural_practices_and_technologies_en.pdf

2023 29% Vehículos que pueden operar con blending de hidrógeno. Cambio lineal desde el 2018 al 2023

60 % Límite para inyección directa de hidrógeno en un motor diésel (en base energética. Laborelec

2035 100 % Vehículos con celdas de combustible. 50% del diésel está relacionado con los vehículos.

2023 29% Diésel relacionado con otros procesos reemplazado por hidrógeno Cambio lineal desde el 2018 al 2023

2035 100 % Diésel relacionado con otros procesos reemplazado por hidrógeno 40 l/100 km Consumo combustible camión diésel. 8.4 kg/100 km Consume de hidrógeno de un cambión con celda de combustible.


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CPR “key numbers” Fuentes

COP Bomba de calor 3 Eficienci caldera 90 % 2023 15% Reemplazo de combustible por solar térmica o electricidad renovable. 2035 50 % Reemplazo de combustible por solar térmica o electricidad renovable.


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8. APÉNDICE - CAPEX Y OPEX PARA LAS TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA

8.1. Escenarios BaU

Tecnología Vida útil

CAPEX O&M Costos Fijos

O&M Costos Variables

WACC

[años] [$/kW] [$/kW/y] [$/MWh] [%] 2017 2023 2035 2017 2023 2035 2017 2023 2035

PV 25 983 781 18.7 15.7 <0.01 <0.01 6.0 CSP 25 6904 5373 71.8 52.8 4.0 4.0 6.0

Eólica on shore 25 1749 1692 31.8 28.0 <0.01 <0.01 6.0 Geotérmica 30 6256 5874 186.5 159.1 <0.01 <0.01 6.0

Biomasa 25 3023 2895 125.8 120.3 32.5 32.5 6.0 Batería $/KWh 10 470 340 <0.01 <0.01 6.0

Batería $/KW (E2P 6h)

10 6282 5681 62.8 56.8 6.0

Carbón 35 3000 3000 65.0 66.7 27.5 25.9 6.0 Diésel 30 800 800 22.5 22.5 149.34 163.73 6.0 GN CC 30 1150 1150 32.1 35.7 48.3 52.8 6.0

Hidroeléctrica 45 3250 3250 55.8 57.6 <0.01 <0.01 6.0

Tabla 73: Supuestos de CAPEX y OPEX del BaU provenientes del PELP escenario C.


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8.2. Escenarios de 100 % RES

Tecnología Vida útil CAPEX O&M Costos Fijos O&M Costos Variables WACC

[años] [$/kW] [$/kW/y] [$/MWh]

2017 2023 2035 2017 2023 2035 2017 2023 2035

PV (fijo) 20 1000 629 427 15 9.4 6.4 <0.01 <0.01 <0.01 7.5

PV (seguimiento con 1 eje) 20 1200 755 512 18 11.3 7.7 <0.01 <0.01 <0.01 7.5

CSP 20 9000 4618 3394 90 46.1 33.9 <0.01 <0.01 <0.01 7.5

Eólica on shore 20 1800 1464 1384 36 29.3 27.7 <0.01 <0.01 <0.01 7.5

Geotérmica 25 5000 5000 5000 117 117.0 117.0 <0.01 <0.01 <0.01 7.5

Mini hidro 45 4050 4038 4014 41 40.4 40.1 3.0 3.0 3.0 7.5

Biomasa 20 3100 3091 3072 109 108.2 107.5 10.0 10.0 10.0 7.5

Biogás 20 3500 3490 3469 123 122.2 121.4 12.0 12.0 12.0 7.5

Batería 20 404 325 245 <0.01 <0.01 <0.01 7.5

Batería $/KW (E2P 6h) 2426 1950 1470 19.5 14.7 <0.01 <0.01 <0.01

Almacenamiento de H2 (Estanque presurizado)

20 8 7 6 <0.01 <0.01 <0.01 <0.01 <0.01 <0.01 7.5

Electrolizador para H2 20 497 396 195 6 4.5 2.2 0.01 0.01 0.01 7.5

Celda de combustible de H2 18 1212 814 331 154 103.1 41.9 0.00 0.00 0.00 7.5

CCGT 40 1150 1150 1150 12 12.0 12.0 3.0 3.0 3.0 7.5

GT 20 800 800 800 12 12.0 12.0 3.5 3.5 3.5 7.5

Tabla 74: Supuestos de CAPEX y OPEX del 100% RES54.

54 El OPEX fijo y el OPEX variable fueron para algunas tecnologías sumadas si la variable OPEX era baja. Esta es una aproximación.


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9. APÉNDINCE - KPI

9.1. KPIs de producción

9.1.1. Participación de RES en la producción de electricidad GWh Antofagasta Atacama

2023 - BaU

2035 - BaU

2023 - X%RES

2035 100 %RES

2023 - BaU

2035 - BaU

2023 - X%RES

2035 100 %RES

Combustibles [GWh] 15,027 22,310 - - 3,919 5,109 - -

Generación local total [GWh] 19,679 28,779 34,070 85,056 9,278 15,682 33,279 53,741

Tabla 75: Electricidad producida con combustible y generación total.

9.1.2. Participación de la energía solar en la producción de electricidad

GWh Antofagasta Atacama

2023 - BaU

2035 - BaU

2023 - X%RES

2035 100 %RES

2023 - BaU

2035 - BaU

2023 - X%RES

2035 100 %RES

Solar PV [GWh] 1,873 2,024 1,904 27,282 3,545 8,680 32,927 50,021

Solar CSP [GWh]

755 755 30,995 56,745 0 0 0 3,394

Generación Total [GWh]

19,679 28,779 34,070 85,056 9,278 15,682 33,279 53,741

Tabla 76: Electricidad producida por PV y CSP.


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10. APÉNDICE - GAS NATURAL COMO AGENTE REDUCTOR

10.1. Reducción de cobre

Gas Natural:

4 CuO + CH4 4 Cu + 2 H2O + CO2

Con hidrógeno

CuO + H2 Cu + 4 H2O

Considerando:

• M(CH4 )= 16 g/mol • M(Cu) = 64 g/mol • M (H2) = 2 g/mol • Densidad de energía de CH4 = 14.9 MWh/ton CH4 • Densidad de energía de H2 = 33.3 MWh/ton H2

Se obtiene la siguiente eficiencia de combustible: • Gas Natural: 0.94 MWh/ton Cu • Hidrógeno: 1.05 MWh/ton Cu

10.2. Reducción de acero

Gas Natural:

4 Fe2O3 + 3 CH4 4 Fe + 6 H2O + 3 CO2

Con hidrógeno

Fe2O3 + 3 H2 2 Fe + 6 H2O

Considerando:

• M(CH4 )= 16 g/mol • M(Cu) = 56 g/mol • M (H2) = 2 g/mol • Densidad de energía de CH4 = 14.9 MWh/ton CH4 • Densidad de energía de H2 = 33.3 MWh/ton H2

Se obtiene la siguiente eficiencia de combustible: • Gas natural: 1.60 MWh/ton Cu • Hidrógeno: 1.79 MWh/ton Cu


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11. APÉNDICE - AMONÍACO VERDE

11.1. Evolución del precio de amoníaco

Figura 139: Evolución del precio del amoniaco en los últimos años (Datasur, 2018)

11.2. Costo marginal total de producción de amoníaco verde

• Unidad de separación de Aire: - Factor N2 vs H2: 4.632 kg_N2/kg_H2 - Eficiencia: 0.78 kWh/kg_H2

• Haber-Bosch - Factor H2 vs NH3: 0.1775 kg_H2/kg_NH3 - Consumo eléctrico para la refrigeración en HB: 0.555 kwh_el/kg_H2 - Consumo eléctrico para el compresor en HB: 1.4 kwh_el/kg_H2


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11.3. Proyecciones de los umbrales competitivos en 2023 y 2035

• Densidad energética del Gas Natural: 14.89 MWh/t_CH4 • Uso del gas natural: 0.47 t_CH4/t_NH3, 7.01 MWh/t_NH3 • Influencia del precio de gas natural en el costo de producción de amoníaco

2016 2017 2023 2030 2035

Precio de CH4 [$/MWh]55 21.3 27.3 40.2 43.7 44.2

Contribución del precio de CH4 en el costo de NH3 [$/t NH3]

149 191 282 306 309

Tabla 77: Influencia del precio del gas natural en la producción de amoniaco.

• Contribución del impuesto de CO256 en el costo de NH3: 7.05 [$/t NH3]

11.4. Supuestos para los cálculos de LCOA

• Tamaño de planta de amoníaco: 400 kt NH3/y • WACC: 7.5% • OPEX: 5% CAPEX/y • CAPEX:

- Haber-Bosh: 17,893 $/kg H2/h (Bartels, 2008). - Unidad de Separación de Aire: 3,420 $/kg H2/h.

55 Escenario B del PELP (División de Prospectiva y Política Energética - Ministerio de Energia, 2017)

56 Impuestos de 5 $/t CO2.


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12. APÉNDICE – ENERGÍA SOLAR TÉRMICA

12.1. Energía solar térmica de baja temperatura

2023 - 100 %RES 2035 - 100 %RES

CAPEX 470 (Lughi, 2014) 235 $/kW

CAPEX del almacenamiento térmico

15 (European Association

for Storage of Energy, 2016)

7.5 $/kWhth

Duración del almacenamiento 12 12 horas

CAPEX Total 650 325 $/kW_th OPEX Total 20 10 $/kW_th/y

Eficiencia óptica 67% (R, P, F, M, & B, 2018) 67%

Superficie para 1 MW 1512 (Weiss, 2016) 1512 m²

Producción de 1 MW 3790 3790 MWh

Tabla 78: Supuestos de técnicos y de costo de la energía solar térmica de baja temperatura.

12.2. Energía solar térmica de alta temperatura

2023 - 100 %RES 2035 - 100 %RES CAPEX (PELP) 4618 3394 $/kW

Eficiencia de la turbina 40 % 40 %

Costo de heliostatos 50 % (Bhargav,

Gross, & Schramek, 2013)

50 %

CAPEX de heliostatos 924 679 $/kWth

Receiver CAPEX 204 (Gobereit,

Reiner, Amsbeck, & Singer, 2015)

204 $/kWth

CAPEX del Almacenamiento Térmico

18 (Gobereit, Reiner, Amsbeck, & Singer, 2015)

18 $/kWhth

Duración de almacenamiento 12 12 horas

CAPEX Total 1344 1099 $/kW_th OPEX Total 40 33 $/kW_th/y

Eficiencia óptica 68% (Pitz-Paal, 2011) 68%

Superficie para 1 MW 12,727 (HelioCSP, 2014) 12,727 m²

Generación de 1 MW 32,388 32,388 MWh_th

Tabla 79: Supuestos de técnicos y de costo de la energía solar térmica de alta temperatura.

oportunidades para el desarrollo de una industria de ......mundial y nacional. • identificar...

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